АО НПП "ВНИИГИС"
ПРЕДЛАГАЕТ ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ПРЕДПРИЯТИЯМ СЛЕДУЮЩИЕ УСЛУГИ:
ПРОВОДКА И КАРОТАЖ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
АО НПП "ВНИИГИС" и ООО НПФ "ГОРИЗОНТ" предлагают комплексную технологию проводки и каротажа горизонтальных скважин.
Управление траекторией скважин осуществляется забойными телеметрическими системами с беспроводным электромагнитным каналом связи. Расчетная глубина канала связи в разрезах с удельным сопротивлением пород не менее 20 Ом*м при скорости передачи 10 бит/с составляет 5000 м. Достигнутая дальность действия в неблагоприятном для канала связи низкоомном разрезе Западной Сибири составляет 3200 м. Погрешность измерений по азимуту -2 градуса, по зенитному углу - 0,2 градуса, по углу отклонителя -1 градус. Имеется возможность контрольных измерений при отсутствии циркуляции.
Модификации телесистем позволяют проводить скважины диаметром 215 мм, а также скважины малого диаметра (боковые стволы) с радиусом кривизны до 12 м.
Телесистемами с электромагнитным каналом связи проведено более 100 горизонтальных скважин в Татарии, Башкирии, Удмуртии, Западной Сибири.
В ближайшей перспективе - измерение в процессе бурения и передача на поверхность геофизических параметров разбуриваемых пластов.
Для геофизических исследований горизонтальных скважин на этапах привязочного, промежуточного и окончательного каротажа во ВНИИГИС разработаны аппаратурно-методические комплексы АМК "ГОРИЗОНТ-180" (диаметр скважинного прибора - 180 мм) и АМК "ГОРИЗОНТ-100" (диаметр скважинного прибора 100 мм), позволяющие за один спуско-подъем производить измерения параметров ГК, НГК, КС (три симметричных градиент-зонда), ПС и инклинометрии.
По результатам измерений АМК "ГОРИЗОНТ" рассчитываются параметры траектории скважины, строятся вертикальные синтезированные диаграммы, выделяются коллекторы и определяются их характеристики (удельное сопротивление, Кп, Кгл, Кн).
Комплексом АМК "ГОРИЗОНТ" проведены исследования в 90 горизонтальных скважинах Татарии, Башкирии, Удмуртии, Оренбургского ГКМ, Самарской области, Западной Сибири.
С целью расширения функциональных и методических возможностей комплекса разработан АМК "ГОРИЗОНТ-2", в состав которого дополнительно включены скважинные приборы АК с регистрацией волновых картин, двухзондового ГГК-П и ГДК с опробованием пластов на бурильных трубах.
АО НПП "ВНИИГИС" и ООО НПФ "ГОРИЗОНТ" предлагают следующие формы сотрудничества:
Стоимость телесистем - 150 тысяч долларов США.
Стоимость АМК "ГОРИЗОНТ" - 150 тысяч долларов США.
Передача аппаратуры в аренду осуществляется на условиях последующей выплаты договорных процентов (ориентировочно 25%) от объема выполненных работ. Для ускорения изготовления аппаратуры заказчик предоставляет аванс, который ему возвращается из последующих платежей.
При оказании услуг в зависимости от условий проведения работ их стоимость составляет:
проводки 100 м - от 5 до 10 тыс. долларов США;
каротажа - 4000 - 6000 долларов в интервале до 100 м плюс 2000 долларов за каждые последующие 100 м.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-88-89, 5-41-13, 5-28-87, 5-30-24
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-41-13, 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.
E-mail: gorizont@bachmail.sprint.com.
ВСП ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ БУРЕНИИ НА НЕФТЬ И ГАЗ
В настоящее время во ВНИИГИС разработаны цифровая аппаратура ВСП и технологии ее использования при решении задач разведки и эксплуатационного бурения на нефть и газ. Применение цифровой телеметрической системы и разделение во времени процессов приема и передачи информации на поверхность позволили резко повысить качество первичных данных и тем самым детальность и достоверность изучения разреза. Основные решаемые задачи следующие:
Аппаратура и методика используются на российских нефтегазоносных объектах Оренбуржья, Башкортостана, Архангельской области (фирмами Conoco, Exxon, Deminex), а также в Южной Америке. Высокая оценка аппаратуре дана фирмой Schlumberger. Технология изучения околоскважинного пространства использована более чем в 20 скважинах в различных регионах России, технология прогноза АВПД опробована на ряде скважин Прикаспия. Разработанная технология экспресс-обработки данных на ПЭВМ позволяет представлять геологические результаты через 3 - 7 дней. Дальность изучения околоскважинного пространства достигает 1,5 км по латерали и 1,0 км под забоем. Минимальная толщина прослеживаемых нефтегазонасыщенных коллекторов составляет 3 - 5 м, а точность структурных построений - до 3 м.
Интерпретация основывается на использовании детальной модели разреза по данным плотностного и акустического каротажа, других методов ГИС, широком применении математического моделирования и решений обратной динамической задачи, что обеспечивает учет и точную привязку к разрезу даже тонких особенностей волнового поля.
На основе полученных результатов ВСП заказчик может обоснованно решить вопрос о целесообразности продолжения бурения скважины, выбрать безаварийную технологию бурения, откорректировать проектную траекторию скважины; решить вопрос о целесообразности бурения проектных разведочных и эксплуатационных скважин; получить более полное представление о геологическом строении разбуриваемого объекта, что повлияет на результативность бурения в целом.
ВНИИ ГИС предлагает следующие формы сотрудничества:
Стоимость аппаратуры с программным обеспечением, включая обучение, - 120 тыс. долларов США.
Передача аппаратуры в аренду осуществляется на договорных условиях.
Стоимость выполнения работ методом вертикального сейсмического профилирования за 100 м исследования составляет от 100 до 130 долларов США в зависимости от количества пунктов взрыва (ПВ); обработка 1 ПВ - 3 тыс. долларов США.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-79-58
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAILsovmail.sprint.com.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ И ОПРОБОВАНИЕ ПЛАСТОВ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ
Метод гидродинамического каротажа (ГДК) и опробования пластов (ОПК) приборами на кабеле применяется в открытом стволе скважины и предназначен для решения следующих задач:
Особенно эффективно использование ГДК-ОПК в тонкослоистом разрезе, когда комплекс ГИС не всегда решает поставленную задачу по выделению и оценке коллекторов.
В настоящее время разработан и применяется на практике аппаратурно-методический комплекс (АМК) АГИП и его модификации.
Технология АМК-АГИП предусматривает единичное зондирование участка пласта, селективное исследование участков по толщине объекта и многоцикловое зондирование одного участка. Различное сочетание этих технологических приемов зависит от поставленных задач.
Исследование участка заключается в герметизации стенки скважины секторным башмаком прибора, сообщении с пробоприемником, состоящим из измерительных камер с нормированными объемами, последовательно заполняемыми пластовым флюидом при постоянных, но различных по величине для каждой камеры давлениях (депрессиях).
Процесс исследований в рамках ГДК и ОПК контролируется и регистрируется датчиком давления в виде аналоговых диаграмм или в цифровой форме. Многоцикловые зондирования одного участка без его разгерметизации позволяют расформировать зону проникновения и, таким образом, "подтянуть" истинно пластовый флюид к стоку, что дает возможность регистрации динамики смены фаз (фильтрат - пластовый флюид).
Пробы жидкости и газа из пластов анализируются на наличие и состав углеводородов, и делается вывод о характере насыщения пластов.
По методу ГДК за один спуск аппаратуры в скважину исследуется от 10 до 30 и более точек разреза в зависимости от фильтрационных свойств пород. Обработка результатов АМК-АГИП завершается оформлением сводного планшета и выдачей заключения с предложениями и рекомендациями по спуску обсадной колонны, интервалов перфорации
АМК-АГИП в настоящее время применяется на нефтяных и газовых месторождениях Западной и Восточной Сибири, Татарстана, Башкортостана, Сахалина, Оренбургской и Архангельской областей России, а также на Украине, в Узбекистане и в Германии.
Развитие АМК-АГИП связано с цифровой регистрацией и автоматизацией обработки на борту каротажной станции, с модернизацией аппаратуры для использования в глубоких скважинах малого диаметра, с возможностью регистрации в процессе притока геофизических параметров и определения анизотропии фильтрационных свойств пород.
ВНИИГИС готов на любые формы сотрудничества, а именно:
Стоимость комплекта аппаратуры АГИП - 20 тыс. долларов США.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-88-68
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.
СВЕРЛЯЩАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
В настоящее время на основе базовой конструкции - сверлящего перфоратора ПС-112 - в АО НПП "ВНИИГИС" разработаны термобаростойкая модификация ПС-112М и перфоратор с увеличенным (до 70 мм) выходом разрушающего инструмента ПС-112/70. Существенным дополнением к этой аппаратуре, значительно расширяющим ее технологические возможности, явился модуль угловой ориентации МУО-1, предназначенный для управляемого перемещения перфоратора вокруг вертикальной оси на заданный угол. Модульная конструкция и возможность стыковки с приборной головкой диаметром 60 мм делает его универсальным и допускает его использование с такими приборами, как сверлящие керноотборники, аппаратура гидродинамического каротажа и др.
Опыт широкой промышленной эксплуатации сверлящих перфораторов на месторождениях Волго-Уральской провинции, Западной Сибири, севера Европейской части показывает, что областью применения, где максимально реализуются достоинства "щадящего" метода вскрытия сверлением, являются геолого-технические условия, при которых первостепенной задачей является сохранение достигнутого при бурении качества разобщения. Сюда, прежде всего, относятся продуктивные пласты с подошвенной водой и продуктивные объекты, где нефтеносная часть отделена от водо- или газоносной тонкой неустойчивой перемычкой. В таких условиях с помощью ПС-112 удается получать безводные притоки нефти даже при толщине нефтенасыщенной части пласта менее трех метров. Плотность перфорации при этом составляет 4 - 6 отв./м.
При вскрытии продуктивных объектов в наклонно направленных скважинах, подверженных желобообразованию, нагнетательных скважинах и др. целесообразно использовать комплекс ПС-МУО, позволяющий рассверливать скважинный фильтр по задаваемой, исходя из решаемой задачи и особенностей геолого-технических условий, системе расположения перфорационных отверстий-каналов.
"Щадящее" вскрытие сверлением способствует сохранению фильтрационных свойств пород пласта. Оценка продуктивности скважин, вскрытых в сопоставимых условиях сверлением и кумулятивной перфорацией, проведенная по 300 скважинам в 7 различных НГДУ АО "Татнефть", показывает, что применением аппаратуры ПС-112 достигнуто увеличение коэффициента удельной продуктивности по нефти в среднем в 1,9 раза.
ВНИИГИС предлагает следующие формы сотрудничества:
Продажа аппаратуры ПС-112 в составе: скважинный прибор, наземный пульт, трансформатор, кабели связи, по стоимости 15 тысяч долларов США.
Возможна поставка отдельных узлов и агрегатов аппаратуры, а также запасных частей и расходных деталей по договорным ценам.
В течение года осуществляется гарантийное обслуживание.
При оказании услуг по перфорации стоимость 1 отверстия - до 50 долларов США.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-32-06
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.
ОТБОР КЕРНА ИЗ СТЕНОК СКВАЖИН
Одной из традиционных сфер деятельности ВНИИГИС является разработка сверлящих керноотборников на каротажном кабеле. Геологоразведочными организациями различных регионов широко применялись сверлящие керноотборники первых поколений - СКО-8-9, СКМ-8-9, СКТ-1 и др. Высокая оперативность, избирательность, возможность неоднократного отбора образцов горных пород из исследуемого объекта делают этот метод незаменимым при исследовании объектов, неоднозначно характеризуемых данными ГИС, или объектов, где по каким-либо причинам отбор керна в процессе бурения не проводился.
Высокое качество кернового материала, получаемого с помощью сверлящих керноотборников из отложений различного литологического типа, позволяет значительно сократить, а в ряде случаев и полностью отменить колонковое бурение, сокращая тем самым время проводки скважины.
В настоящее время разработана аппаратура четвертого поколения:
ВНИИГИС предлагает следующие формы сотрудничества:
- продажа аппаратуры;
- оказание услуг, в т.ч. проведение пуско-наладочных работ, сервисное обслуживание, методическое и консультативное сопровождение работ.
Стоимость аппаратуры - до 25 тыс. долларов США, которая может изменяться в зависимости от исполнения и комплектации.
Возможна поставка отдельных узлов и агрегатов аппаратуры, а также запасных частей и расходных деталей по договорным ценам.
Запросы просим направлять по адресу:
52620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-32-06
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.
ВЫДЕЛЕНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Во ВНИИГИС разработан цифровой программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс на базе аппаратуры для измерения вызванной поляризации (АМК КАМИС-ВП)для выделения и определения характера насыщения коллекторов.
Наибольший эффект от применения комплекса достигается при определении характера насыщения нефтегазоводосодержащих коллекторов, слабоконтрастных по удельному электрическому сопротивлению (УЭС):
Аппаратура состоит из наземного пульта и скважинного прибора с зондовой частью. По желанию заказчика вместо наземного пульта разрабатывается и изготавливается плата сопряжения скважинного прибора с регистратором заказчика, которая встраивается в регистратор. Аппаратура может работать с любыми видами каротажных кабелей и регистраторов.
За один спуско-подъем аппаратура одновременно измеряет УЭС тремя зондами и на четырех временных задержках (после выключения зондирующих импульсов тока), а каждым зондом - коэффициенты вызванной поляризации (hк) в микросекундном диапазоне времен. В результате измерения получают УЭС промытой зоны, зоны проникновения и неизмененной проникновением фильтрата бурового раствора зоны пласта-коллектора. По этим же зонам получаем значения hк, а после вычислений - временные и скоростные параметры ВП, а также изменения в радиальном направлении УЭС и параметров ВП.
Скорость движения прибора при записи - 1000 м/час. Результаты предварительной интерпретации с выделением и определением характера насыщения коллекторов, вывод и передача материалов заказчику осуществляются на буровой через полтора часа после окончания работ. Окончательное заключение по результатам работ выдается через 0,5 - 1 сутки после завершения работ в скважине.
Интерпретация результатов измерения УЭС выполняется по стандартным методикам: выделение коллекторов по радиальным градиентам (при их наличии), определение характера насыщения по результатам измерения УЭС неизмененной проникновением зоны пласта-коллектора.
По результатам измерений малым зондом параметров ВП в промытой зоне и зоне проникновения выделяются интервалы коллекторов. Наличие проницаемости уточняется по выявлению "прямых" признаков проницаемости (выявление факта проникновения фильтрата в пласт), по результатам анализа закономерностей изменения параметров ВП в радиальном направлении (от малого зонда к большому).
По характерным, аномальным значениям коэффициента вызванной поляризации ВП, измеренного большим размером зонда в неизмененной проникновением фильтрата зоне пласта-коллектора, определяется характер насыщения коллекторов. В случае наличия в разрезе аномалий-помех в виде плотных поляризующихся пород или при формировании аномально глубоких зон проникновения для определения характера насыщения используются закономерности изменения параметров ВП (коэффициент поляризации, постоянная времени спада переходных процессов).
Опытно-промышленное опробование АМК КАМИС-ВП показало, что достоверность определения характера насыщения коллекторов, слабоконтрастных по УЭС, повышается в 2 - 3 раза.
Опробование возможностей предлагаемой технологии изучения коллекторов выполнялось с аналоговым вариантом аппаратуры в Тюменском регионе (15 скважин), Татарстане (20 скважин), Башкортостане (10 скважин). С цифровым вариантом выполнялось опробование в Татарстане и Башкортостане (10 скважин)
ВНИИГИС предлагает следующие формы сотрудничества:
Стоимость АМК КАМИС-ВП вместе с методическим обеспечением - 20 тыс. долларов США. Стоимость аренды - 25% от объема выполненных работ.
Стоимость каротажа 100 м - 500 долларов США. Стоимость работ по интерпретации - 20 - 25% от стоимости работ.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-89-08
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.
ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ
Во ВНИИГИС активно развиваются методы контроля техничес- кого состояния нефтяных и газовых скважин и, в частности, метод электромагнитной дефектоскопии стальных колонн на базе аппаратурного ряда ЭМДС.
Разработаны и поставляются на производство приборы ЭМДС различного диаметра и различных функциональных возможностей.
Основным характерным отличием аппаратуры ЭМДС от аналогичных разработок, созданных в России и за рубежом, является возможность за один спуско-подъем получить детальную информацию о техническом состоянии двухколонных, а в ряде случаев и трехколонных конструкций нефтяных и газовых скважин.
Аппаратура позволяет проводить обследование состояния эксплуатационных колонн без остановки процесса эксплуатации скважины через насосно-компрессорные трубы.
Аппаратура позволяет получать информацию о наличии любого рода дефектов (вертикальные и горизонтальные трещины, зоны развития коррозии и т. д.), контролировать конструкцию скважины.
Одна из последних разработок, завершенных во ВНИИГИС, - скважинный электромагнитный толщиномер ЭМДС-ТМ, малогабаритный (диаметром 36 мм) прибор, предназначенный для измерения толщины стенок первой и второй колонн действующих скважин.
Метрологическое обеспечение аппаратуры, разработанное на основе детального учета электромагнитных свойств металла колонн и изменений геометрических параметров, позволило достичь высокой точности измерения интегральной толщины стенки внутренней и внешней колонн соответственно 0,5 и 1,5 мм.
Аппаратура успешно прошла широкое опробование на производстве в Саратовской, Оренбургской, Московской областях, Республике Коми и подтвердила свои эксплуатационные качества. К примеру, при контрольных испытаниях в скважинах Елшанского ПХГ (Саратовская обл.) была, даже в условиях сильных помех, достигнута точность 0,32 мм, что подтвердили 11 отобранных после испытаний образцов колонны.
ВНИИГИС приступил к разработке электромагнитного толщиномера с системой сканирования, что позволит получать детальную информацию по периметру стенок колонн скважин с двух- и трехколонными конструкциями.
ВНИИГИС предлагает следующие формы сотрудничества:
Стоимость одного комплекта аппаратуры ЭМДС-ТМ - 15 тыс. долларов США.
Стоимость 100 м каротажа скважин - 500 долларов США.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-65-21
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.
ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ В УСЛОВИЯХ ОБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ
ВНИИГИС обладает техническими средствами для решения задачи определения характера насыщения коллекторов, в том числе и в условиях обводненных пластов.
Разработан скважинный цифровой программно-управляемый прибор ЦСП-2ИНК-42, позволяющий реализовать двухзондовый импульсный нейтронный каротаж, обеспечить возможность количественного определения времени жизни и коэффициента диффузии тепловых нейтронов с последующим выходом через эти характеристики на коэффициент пористости и нефтенасыщенности.
Регистрация нестационарных полей нейтронов проводится в цифровом виде на магнитные носители с заданным шагом дискретизации по глубине или по времени.
Предварительное накопление информации в скважинном приборе позволяет уменьшить влияние "мертвого" времени усилителей-преобразователей и телеметрии и на основании этого регистрировать кривые спада нейтронов при незначительных временных задержках. Это дает возможность существенно увеличить точность измерений за счет снижения просчетов и учета скважинной составляющей.
Прикладное программное обеспечение ЦСП-2ИНК-42 включает в себя программы регистрации и управления режимами работы скважинного прибора, качественной и количественной обработки скважинных материалов. Для обработки зарегистрированных данных используется интегрированный пакет программ для многомерного статистического анализа и спецпрограммы.
Прибор ЦСП-2ИНК-42 успешно опробован на месторождениях Западной Сибири (районы Нефтеюганска, Ноябрьска, Когалыма), Среднего Поволжья (Удмуртия, Татарстан, Башкортостан) и Оренбуржья.
При закачке в пласт пресной воды наиболее эффективным методом для определения нефтенасыщенности является углеродно-кислородный (С/О) каротаж. Для его реализации во ВНИИГИС разработан экспериментальный образец многоканальной спектрометрической аппаратуры нейтронного гамма-каротажа с использованием для возбуждения ядер элементов высокочастотных импульсных генераторов нейтронов. Аппаратура обеспечивает регистрацию откликов от ядер кислорода и углерода, что позволяет, независимо от минерализации пластовых вод, прогнозировать и количественно оценивать нефтеводонасыщенность коллекторов.
Возможности аппаратурно-методического комплекса С/О каротажа доказаны на физических моделях и в скважинах Поволжья. ВНИИГИС предлагает следующие формы сотрудничества:
- продажу аппаратуры ЦСП-2ИНК-42 с программным обеспечением по цене 20 тыс. долларов США;
- проведение работ в скважинах по расценкам геофизических организаций, принятым в Западной Сибири;
- совместную доработку аппаратурно-методического комплекса и разработку технологии С/О каротажа применительно к изучению нефтегазовых пластов месторождений Западной Сибири.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-88-89
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.
ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ТОНКОСЛОИСТОГО РАЗРЕЗА
ВНИИГИС обладает эффективными возможностями оценки характера насыщения в тонкослоистом разрезе.
Опробование пластов и гидродинамический каротаж (ОПК, ГДК), как "прямые методы", непосредственно по составу отобранной пробы или результатам гидродинамических исследований дают возможность оценить характер насыщения Они также позволяют построить детальный профиль проницаемости, выделить проницаемые пласты, определить их толщину. Методы целесообразно использовать на этапе обоснования методик интерпретации, граничных значений.
Для этих же целей эффективно привлечение сверлящего отбора керна из стенок скважины (СКО). Последующие петрофизические исследования отобранных образцов позволяют рассчитывать на получение петрофизической характеристики тонкослоистого разреза (литологии, глинистости и т.п ).
Имеется положительный опыт оценки характера насыщения пластов в условиях тонкослоистого разреза методом ВП. Метод нетрадиционный, но, возможно, его применение окажется весьма эффективным.
Поскольку для оценки характера насыщения и коэффициента нефтегазонасыщенности важно знать пористость и глинистость, то отметим, что ВНИИГИС обладает самой современной аппаратурой для исследований методами радиоактивного каротажа, в частности, спектрометрического многоканального ГК (СГК), ГГК-П. Это особенно актуально для условий полимиктовых песчаников Западной Сибири, так как позволяет по СГК проводить количественную оценку глинистости, что в целом существенно повышает достоверность определения характера насыщения.
ВНИИГИС является разработчиком технологии интерпретации материалов ГИС в сложных геологических условиях, в частности, в условиях тонкослоистого разреза. Как известно, основной сложностью является определение сопротивлений, т. к. традиционные методики, как правило, не позволяют определять параметры тонкослоистого разреза в связи с тем, что используются палетки для упрощенных моделей. Суть нашего подхода заключается в том, что непосредственно в процессе интерпретации моделируется реальный тонкослоистый разрез и подбираются такие его параметры (сопротивления пластов, зон проникновения, пористости, глинистости), которые удовлетворяют имеющимся данным. Отметим, что моделируются не существенные отсчеты, а кривые в целом. Точность определения сопротивлений, коэффициента нефтегазонасыщенности зависит не только от программно-методических средств (ELESTR, ОРТСОМ), но и от комплекса ГИС. Для условий тонкослоистого разреза актуально использование методов БК, ИК, в частности, аппаратуры ТЕМП.
Таким образом, наряду с аппаратурой, исследованием скважин ВНИИГИС может предложить программно-методическое обеспечение и непосредственное проведение работ по интерпретации.
Работы могут выполняться по договорам; стоимость программно-методического обеспечения - 10 тыс долларов США; стоимость интерпретации - 20 - 40% от стоимости ГИС.
Запросы просим направлять по адресу:
452620, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Горького, 1
Телефоны: (34767) 5-28-87, 5-30-24, 5-69-87
Телетайп: 662014 АГАТ
Факс: (34767) 5-50-16, 5-46-30
E-mail: VNIIGIS@BAUSERS.BASHMAIL.sovmail.sprint.com.