Способ определения геомеханических параметров горных пород

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП). Техническим результатом является повышение эффективности проведения ГРП, повышение качества определения геомеханических параметров. Способ включает определение геомеханических параметров. При этом по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.

 

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Известен способ определения коэффициента Пуассона горных пород (патент №2447284, МПК E21C 39/00, опубл. 10.04.2012 г. в бюл. №10), включающий вдавливание в образец стальных встречно-направленных нагрузочных элементов и измерение его деформации. В образец вдавливают сферические встречно-направленные нагрузочные элементы (сферические инденторы) до его разрыва по плоскости, проходящей через ось нагружения. В образце измеряют площадь поверхностей разрыва и зон разрушенной породы в областях контакта с обоими сферическими инденторами, при этом коэффициент Пуассона μк рассчитывают по формуле:

где S - площадь поверхности разрыва;

F - площадь поверхности большей из зон разрушенной породы в областях контакта со сферическими инденторами.

Недостатки способа:

1) кроме определения коэффициента Пуассона горных пород, невозможно определение остальных геомеханических параметров горных пород, таких как модуль Юнга и модуль сдвига;

2) низкая достоверность данных, полученных расчетным путем, т.е. без применения промысловых геофизических данных;

3) коэффициент Пуассона горных пород получен только на определенном образце горной породы, т.е. образце, взятом в определенном интервале, а не по всему стволу скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ определения геомеханических параметров образца горной породы (заявка №2014145357, МПК G01N 3/42, решение о выдаче патента от 11.01.2017 г., опубл. 10.16.2016 г. в бюл. №16), включающий несколько этапов. Этап нанесения царапины, в ходе которого измеряют горизонтальные и вертикальные усилия, прикладываемые к резцу, перемещающемуся вдоль образца с постоянной скоростью и постоянной глубиной реза, чтобы разрушить постоянный объем на единицу длины на поверхности образца породы. Этап микровдавливания, в ходе которого определяют механические свойства образца породы. Этап определения геомеханических параметров образца, в ходе которого посредством результатов измерений, выполненных во время этапов нанесения царапин и микровдавливания, оценивают по меньшей мере один параметр из следующего списка: предел прочности при одноосном сжатии, угол трения, внутренняя когезия, твердость по Бринелю и модуль Юнга. В ходе этапа определения геомеханических параметров образца определяют предел прочности при одноосном сжатии, угол трения, внутреннюю когезию, твердость по Бринелю и модуль Юнга породы. Дополнительно включают этап измерения акустических параметров образца породы, причем в ходе этапа определения геомеханических параметров образца определяют Пуассоново отношение образца породы. Акустические параметры включают в себя скорости распространения волн сжатия и поперечных волн. Измерения при микровдавливании и/или измерения акустических параметров выполняют в канавке, полученной в ходе этапа нанесения царапины. Во время нанесения царапины и микровдавливания записывают микросейсмическую эмиссию. Образец породы имеет форму керна, и этапы измерения и определения геомеханических параметров образца повторяют по длине. Образец фотографируют в ходе этапов измерения. Способ осуществляют на компьютерном программном продукте.

Недостатки способа:

1) низкая эффективность проведения ГРП на основе исследования одного образца горной породы, полученного из целевого интервала, так как для осуществления ГРП требуется проведение дополнительных геофизических исследований скважины;

2) невозможность определения таких геомеханических параметров, как модуль сдвига и коэффициент Пуассона, которые в комплексе с модулем Юнга повышают качество исследования породы;

3) высокие затраты на реализацию способа, требующего отбор керна из скважины, доставку его на стенд, а также изготовление стенда и проведение испытаний по определению геомеханических параметров образца горной породы.

Техническими задачами изобретения являются повышение качества исследования горной породы за счет повышения достоверности и оперативности получаемых геомеханических параметров и эффективности проведения гидравлического разрыва пласта, а также снижение затрат на реализацию способа.

Поставленные технические задачи решаются способом определения геомеханических параметров горных пород, включающим определение геомеханических параметров.

Новым является то, что по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

1. Проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS и плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB по стволу скважины. В стволе скважины определяют интервалы продуктивных пластов, потенциально предназначенных для проведения ГРП. Выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта.

Производят коррекцию значения плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB по формуле:

где IF - оператор «если»;

RHOB - значение плотностного гамма-гамма-каротажа, г/см3;

DS - значение каверномера, мм;

2.78 - значение плотности матрицы горной породы;

0.23 - значение диаметра ствола скважины.

2. Используя значения, полученные по методам исследования GK, IK, NGK, рассчитывают интервальное время пробега продольной волны DTp и интервальное время пробега поперечной волны DTs по следующим формулам:

где DTp - интервальное время пробега продольной волны, мкс/м;

DTs - интервальное время пробега поперечной волны, мкс/м;

GK - значение гамма-каротажа, мкс/м.

где IK - значение индукционного каротажа, Омм.

где NGK - значение нейтронного гамма-каротажа, у.е.

3. Усредняют полученные по формулам (2), (4), (6) значение DTp и значение DTs по формулам (3), (5), (7).

4. Находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн по формуле:

где R - отношение времен пробега;

DTS - интервальное время пробега поперечной волны, мкс/м;

DTp - интервальное время пробега продольной волны, мкс/м.

5. Используя скорректированное значение RHOB, а также полученные усредненные значения DTS и DTp, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов.

Коэффициент Пуассона находят по формуле:

где PR - коэффициент Пуассона, м/м.

Модуль сдвига находят по формуле:

где G - модуль сдвига, МПа;

RHOB - скорректированная плотность гамма-гамма-каротажа, г/см3;

DTs - интервальное время пробега поперечной волны, мкс/м.

Модуль Юнга находят по формуле:

где E - модуль Юнга, МПа.

Далее по наименьшему значению показателей геомеханических параметров, определенных в интервалах продуктивных пластов в стволе скважины, определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения ГРП.

Предлагаемый способ позволяет повысить качество определения геомеханических параметров за счет повышения достоверности получаемых геомеханических параметров, так как способ основан на определении геомеханических параметров непосредственно в скважине в интервалах продуктивных пластов.

Кроме модуля Юнга, в предлагаемом способе также определяют такие параметры, как модуль сдвига и коэффициент Пуассона. Для этого проводят комплекс геофизических исследований методами GK, IK, NGK, DS, RHOB.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность проведения гидроразрыва пласта, так как целевой интервал подбирается на основе определения геомеханических параметров, что повышает достоверность полученных данных.

Снижаются затраты на реализацию способа, так как они включают в себя только затраты на проведение комплекса геофизических методов, а расчет геомеханических параметров производится с помощью компьютерного программного продукта.

Пример конкретного применения способа

1. По стволу скважины провели комплекс ГИС методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS и плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB и определили значения.

По стволу скважины имеется три интервала продуктивных пластов, потенциально предназначенных для проведения ГРП:

1) 1610-1616 м;

2) 1632-1639 м;

3) 1654-1660 м.

Выделили значения для каждого интервала продуктивного пласта.

Для первого интервала: глубина - 1613 м (выбрали значение внутри интервала); GK - 1,374 мкс/м; NGK - 3,236 у.е.; DS - 219 мм; RHOB - 2,618 г/см3; IK - 24,2 Омм.

Для второго интервала: глубина - 1635 м; GK - 1,655 мкс/м; NGK - 3,627 у.е.; DS - 219 мм; RHOB - 2,754 г/см3; IK - 27,3 Омм.

Для третьего интервала: глубина - 1657 м; GK - 1,015 мкс/м; NGK - 2,973 у.е.; DS - 219 мм; RHOB - 2,243 г/см3; IK - 21,6 Омм.

Используя программы для обработки LAS-файлов (например, программу «Геомеханика» от фирмы ООО «Литосфера» или программу CurveEditor), выполнили коррекцию RHOB по формуле (1):

Здесь диаметр скважины по долоту равен 0,22 м. Выбираем граничное значение диаметра, начиная с которого будет проводиться корректировка плотности, увеличенного на 1 см и равного 0,23 м.

Эта же формула, записанная в Excel:

Здесь в ячейке Е21 записано значение RHOB, а в ячейке Е22 - значение DS.

Эта формула означает, что если на заданной глубине показания RHOB больше 2,78 г/см3, то принимают значение RHOB, равное 2,78 г/см3. Если плотность по каротажу RHOB меньше 2,78 г/см3, то проверяют значение диаметра скважины. Если показания DS больше 0,23 м, то принимают значение RHOB, равное 2,78 г/см3. Если RHOB не превышает 2,78 г/см3 и DS не превышает 0,23 м, принимают текущее показание. В данном примере на глубинах 1613 м, 1635 м, 1657 м показания RHOB равны 2,618 г/см3, 2,754 г/см3, 2,243 г/см3 соответственно. Поэтому их и принимают для дальнейшего расчета.

2. Используя значения, полученные методами каротажа, вычислили значения DTp и DTs по формулам (2-7):

Для первого интервала: DTp=9,21⋅1,374+168,5=181,1545 мкс/м.

Для второго интервала: DTp=9,21⋅1,655+168,5=183,7425 мкс/м.

Для третьего интервала: DTp=9,21⋅1,015+168,5=177,8481 мкс/м.

Для первого интервала: DTs=18,87⋅1,374+328,3=354,2273 мкс/м.

Для второго интервала: DTs=18,87⋅1,655+328,3=359,5298 мкс/м.

Для третьего интервала: DTs=18,87⋅1,015+328,3=348,1135 мкс/м.

Для первого интервала: DTp=0,38/24,2+164,6=164,6157 мкс/м.

Для второго интервала: DTp=0,38/27,3+164,6=164,6139 мкс/м.

Для третьего интервала: DTp=0,38/21,6+164,6=164,6176 мкс/м.

Для первого интервала: DTs=0,5/24,2+337,3=337,3206 мкс/м.

Для второго интервала: DTs=0,5/27,3+337,3=337,3183 мкс/м.

Для третьего интервала: DTs=0,5/21,6+337,3=337,3231 мкс/м.

Для первого интервала: DTp=-44,85⋅3,236+323,4=178,2654 мкс/м.

Для второго интервала: DTp=-44,85⋅3,627+323,4=160,7290 мкс/м.

Для третьего интервала: DTp=-44,85⋅2,973+323,4=190,0609 мкс/м.

Для первого интервала: DTs=-31,56⋅3,236+522,4=420,2718 мкс/м.

Для второго интервала: DTs=-31,56⋅3,627+522,4=407,9319 мкс/м.

Для третьего интервала: DTs=-31,56⋅2,973+522,4=428,5721 мкс/м.

3. Затем полученные значения DTp и DTs усреднили. Для этого из трех значений выбрали два наиболее близких, и между ними нашли среднее.

Для первого интервала:

Значения DTp, полученные по формулам (2), (4), (6):

(2)=181,1545 мкс/м; (4)=164,6157 мкс/м; (6)=178,2654 мкс/м.

Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (2) и (6). Берем их за основу и находим среднее значение: DTp=(181,1545 мкс/м+178,2654 мкс/м)/2=179,7099 мкс/м.

Значения DTs, полученные по формулам (3), (5), (7):

(3)=354,2273 мкс/м; (5)=337,3206 мкс/м; (7)=420,2718 мкс/м.

Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (3) и (5). Берем их за основу и находим среднее DTs=(354,2273 мкс/м+337,3206 мкс/м)/2=345,7739 мкс/м.

Для второго интервала:

Значения DTp, полученные по формулам (2), (4), (6):

(2)=183,7425 мкс/м; (4)=164,6139 мкс/м; (6)=160,7290 мкс/м.

Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (4) и (6). Берем их за основу и находим среднее значение: DTp=(164,6139 мкс/м+160,7290 мкс/м)/2=162,6714 мкс/м.

Значения DTs, полученные по формулам (3), (5), (7):

(3)=359,5298 мкс/м; (5)=337,3183 мкс/м; (7)=407,9319 мкс/м.

Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (3) и (5). Берем их за основу и находим среднее DTs=(359,5298 мкс/м+337,3183 мкс/м)/2=348,42405 мкс/м.

Для третьего интервала:

Значения DTp, полученные по формулам (2), (4), (6):

(2)=177,8481 мкс/м; (4)=164,6176 мкс/м; (6)=191,4064 мкс/м.

Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (2) и (6). Берем их за основу и находим среднее значение: DTp=(177,8481 мкс/м+191,4064 мкс/м)/2=184,6272 мкс/м.

Значения DTs, полученные по формулам (3), (5), (7):

(3)=348,1135 мкс/м; (5)=337,3231 мкс/м; (7)=428,5751 мкс/м.

Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (3) и (5). Берем их за основу и находим среднее DTs=(348,1135 мкс/м+337,3231 мкс/м)/2=342,7183 мкс/м.

4. Затем нашли отношение времен пробега продольной и поперечной волн по формуле (8):

Для первого интервала: R=345,7739 мкс/м / 179,7099 мкс/м=1,924 мкс/м.

Для второго интервала: R=348,42405 мкс/м / 162,6714 мкс/м=2,149 мкс/м.

Для третьего интервала: R=342,7183 мкс/м / 184,6272 мкс/м=1,856 мкс/м.

5. Используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, в интервалах продуктивных пластов вычислили геомеханические параметры.

Определили коэффициент Пуассона по формуле (9):

Для первого интервала: PR=(0,5⋅1,9242-1) / 1,9242-1=0,3148.

Для второго интервала: PR=(0,5⋅2,1492-1) / 2,1492-1=0,3618.

Для третьего интервала: PR=(0,5⋅1,8562-1) / 1.8562-1=0,2955.

Определили модуль сдвига по формуле (10):

Для первого интервала: G=(2,618 / (345,7739)2)⋅109=21897,0 МПа.

Для второго интервала: G=(2,754 / (348,42405)2)⋅109=22685,5 МПа.

Для третьего интервала: G=(2,243 / (342,7183)2)⋅109=19096,7 МПа.

Определили модуль Юнга по формуле (11):

Для первого интервала: Е=2⋅21897,0⋅(1+0,3148)=57580,35 МПа.

Для второго интервала: Е=2⋅22685,5⋅(1+0,3618)=61786,22 МПа.

Для третьего интервала: Е=2⋅19096,7⋅(1+0,3335)=50930,90 МПа.

Как видно из расчетов по формулам (6), (7), (8), наименьшими значениями геомеханических параметров: модуля Юнга, модуля сдвига и коэффициента Пуассона - обладает третий интервал. Поэтому его выбрали для проведения ГРП.

Предлагаемый способ определения геомеханических параметров горных пород позволяет:

- повысить эффективность проведения ГРП;

- повысить качество определения геомеханических параметров;

- снизить затраты на реализацию способа.

Способ определения геомеханических параметров горных пород, включающий определение геомеханических параметров, отличающийся тем, что по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области биохимии, в частности к способу предсказания исхода рака молочной железы в положительной по рецептору эстрогена и отрицательной по HER2 опухоли у пациента с раком молочной железы, предусматривающему определение в образце опухоли от указанного пациента величины уровня экспрессии РНК генов UBE2C, BIRC5, DHCR7, STC2, AZGP1, RBBP8, IL6ST и MGP или генов UBE2C, RACGAP1, DHCR7, STC2, AZGP1, RBBP8, IL6ST и MGP, математическое комбинирование величин уровней экспрессии, где более высокий комбинированный показатель указывает на более худший прогноз у указанного пациента по сравнению с более низким комбинированным показателем.

Предложены способ и устройство для детектирования хромосомных структурных аномалий. Представленный способ включает сегментирование хромосомного образца от целевого индивидуума, то есть множество пар прочтений, расположенных с двух концов исследуемых хромосомных фрагментов; выравнивание результата секвенирования с референсной последовательностью для получения набора аномальных соответствий, причем набор аномальных соответствий включает пары прочтений, которые имеют две последовательности прочтений, соответствующие, соответственно, различным хромосомам референсной последовательности; кластеризацию последовательностей прочтений в наборе аномальных соответствий на основании соответствующих им положений; и фильтрацию получаемых в результате кластеров с использованием, например, заранее заданных требований, связанных с компактностью, и других требований; и получение отфильтрованных итоговых кластеров для определения наличия хромосомной структурной аномалии транслокационного типа.

Изобретение относится к области администрирования внешнего устройства. Техническим результатом является повышение надежности администрирования внешнего устройства посредством хост-устройства.

Изобретение относится к области статистического исследования больших массивов индивидуальных данных для административных, коммерческих, финансовых, управленческих, надзорных и прогностических целей.

Изобретение относится к биотехнологии. Описаны трансляторы на основе нуклеиновых кислот, способные осуществлять логические операции с улучшенной эффективностью, максимизированным выходом и сниженным побочным действием, в частности в биологической системе.

Группа изобретений относится к медицине, а именно к системе выбора и способу формирования данных выбора. Система выбора медицинских изображений для формирования данных выбора, содержащаяся на устройстве визуализации, и медицинская система обработки данных для выполнения последующего обследования пациента, содержащаяся на рабочей станции, содержат устройство и процессор для выполнения способа формирования данных выбора медицинских изображений, содержащего этапы, на которых: обеспечивают пользователю возможность устанавливать выбор одного или более медицинских изображений из множества медицинских изображений, содержащихся в системе архивации изображений, для установления одного или более медицинских изображений в качестве исходных изображений для использования при последующем обследовании пациента.

Изобретение относится к способам обработки цифровых данных для специальных применений в области прогнозирования и управления многопараметрическими процессами и сложными техническими системами и может быть использовано в ситуационных центрах различной предметной направленности, а также при оценивании устойчивости производства в условиях действия дестабилизирующих факторов технологического, технического и производственного характера, планировании и реализации программ развития вооружения и военной техники и прогнозировании военных конфликтов.

Изобретение относится к области медицины, в частности к способам исследования мозговой активности. Способ исследования мозговой активности включает функциональную МРТ регистрацию мозговой активности в процессе решения объектом исследования по меньшей мере трех задач, предназначенных для исследования определенных факторов с использованием различных стимулов, и получение серии изображений значений MP-сигнала во времени по каждой задаче, очистку полученных изображений от артефактов и приведение их к стандартному виду, формирование на основе обработанных изображений двумерной пространственно-временной матрицы значений интенсивностей (Z) МР-сигнала с нормализацией ее значений, при этом каждый столбец матрицы характеризует определенный воксель мозга, а каждая строка характеризует данные, полученные при очередном сканировании мозга в ходе решения объектом исследования определенной задачи, факторизацию полученной матрицы средствами факторного анализа, в процессе которой вычисляют матрицу коэффициентов корреляции R по всем строкам нормализованной матрицы интенсивностей, после чего определяют ее собственные значения и собственные вектора, на основе которых формируют матрицу факторных нагрузок (А), ортогональное вращение матрицы факторных нагрузок (А) и получение матрицы A(rot), характеризующей динамику каждого фактора во времени по каждой задаче, и содержательную интерпретацию факторов в качестве отдельных независимых элементарных психических процессов, задействованных при решении предъявленных задач, получение матрицы факторных значений Р на основе матрицы значений интенсивности (Z) и матрицы факторных нагрузок после вращения A(rot), которая характеризует локализацию каждого фактора в пространстве мозга и по которой судят о мозговом составе данной функциональной системы, обеспечивающих элементарные психические процессы, включенные в решение исходных задач, получение линейной математической модели, представляющей собой нейровизуализационную модель, отражающую сформированные функциональные мозговые системы, обеспечивающие выполнение человеком соответствующего ряда когнитивных задач.

Изобретение относится к области гидродинамического моделирования и может быть использовано для гидродинамического моделирования очага цунами. Сущность изобретения: строят гидродинамическую модель очага цунами с использованием прямого вычислительного эксперимента на основании макросейсмических аппроксимаций параметров подводного землетрясения.

Изобретение касается гидродинамического моделирования источника штормовых нагонов и экстремальных течений под воздействием подвижного атмосферного тайфуна. Сущность: определяют внешнее возмущение для прямого вычислительного эксперимента при моделировании штормовых нагонов и экстремальных течений вблизи побережья с возможностью выбора наиболее вероятных или потенциально опасных маршрутов атмосферных тайфунов и глубоких циклонов над открытым морем.

Использование: для определения содержания ванадия и редкоземельных элементов по гамма-активности осадочных пород глубоких скважин. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, исследуют образцы проб методом гамма-каротажа и определяют гамма-активность урана по керну, при этом из исследованных образцов отбирают образцы керна с наибольшими значениями характеристики гамма-каротажа, которые затем исследуют на гамма-спектрометре на остаточную активность по урану и торию, по величине соотношения гамма-активности урана и тория f определяют тип породы, по типу породы определяют значение коэффициента корреляции по урану и редкоземельным элементам для образца fi, в соответствии с литотипом пород выбирают коэффициенты корреляции Кuv (урана - ванадия) и КThTr (тория - редкоземельных элементов) для данного типа отложений, далее определяют количество рудного компонента с учетом поинтервального и площадного распространения.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Использование: для определения компонентного состава пород хемогенных отложений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют геофизические исследования акустическим, гамма-плотностным, нейтронным и гамма-спектральным методами по стволу скважины в разрезе хемогенных отложений с шагом дискретизации по глубине 0.1 м и на каждой точке глубины путем алгоритмического решения системы уравнений при четырех измеренных геофизических параметрах и известных физических свойствах скелетной части пород определяют количественное содержание преобладающих 5-ти компонент породы, включающей галит, ангидрит, сильвинит, кальцит и глины.

Использование: для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, при этом в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами.

Настоящее изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения пористости пласта, окружающего скважину. Согласно заявленному предложению буровой раствор проникает в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов. .

Изобретение относится к оборудованию, которое при использовании в условиях лаборатории обеспечивает возможность исследования процессов термического воздействия на искусственно изготовленные образцы керна(ов), моделирующие реальные керн(ы), извлеченные при бурении из тех или иных нефтяных пластов.

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом является повышение эффективности проведения ГРП, повышение качества определения геомеханических параметров. Способ включает определение геомеханических параметров. При этом по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.

Наверх