Переклад текстів сфери промислової геофізики

ПЕРЕКЛАД ТЕКСТІВ СФЕРИ ПРОМИСЛОВОЇ ГЕОФІЗИКИ

 

 

Петрофізичний аналіз каротажної діаграми на озері Маніту, Саскачеван

 

У цьому звіті представлені результати аналізів каротажу з трьох  свердловин у районі озера Маніту, на заході центральної провінції  Саскачеван. 3C-3D зйомки була придбані  окремими районами Товариством з обмеженою відповідальністю CALROC Energy в лютому 2005 року разом з the Colony sand (глауконітовими пухкими і глинистими пісковиками)  і Sparky members (піском і сланцем)  як пошуково-розвідувальні об’єкти. Аналіз каротажу показує, що Colony sand  і Sparky members мають дуже високу пористість, до 37% і дуже низьке насичення водою. Опір води розрахований з 3 різних водних зон надає узгоджене значення, від 0,12 до 0,15 Ом, що узгоджується з опорами з діаграми для цього родовища. Надзвичайно висока проникність була отримана в стратиграфічному інтервалі Colony sand, ймовірно, через відсутність калібрування деяких параметрів у формулу з даними кернового аналізу, особливо для параметра CPERM, який може взяти на себе широкий діапазон значень. Майбутня робота включає в себе калібрування каротажу з керновим аналізом, тестовими і робочими даними з довколишніх свердловин.

Вступ

Ця стаття показує результати тлумачення трьох наборів журналів з району озера Маніту на заході центральної провінції Саскачеван. Аналіз каротажу призначений підтримувати оцінку родовища, а також допомогти тлумачити 3C-3D сейсморозвідку придбану Kinetec Інк в лютому 2005 року для Calroc Energy ТОВ. The Colony and Sparky members групи Менвілль в даний час видобувають нафту на родовищі, і є основними об’єктами обстеження.

Загальна мета каротажного  аналізу полягає в перетворенні вихідних даних журналу в розрахункові обсяги запасів нафти, газу і води в пласті. Представлений аналіз загальної стратиграфії родовища​​, що зосереджений на двох цільових пластах, разом з петрофізичним аналізом каротажної діаграми з трьох свердловин окремих районів цього родовища. Проникність, продуктивність і резерви розраховані на кілька зон .

Стратиграфія місцевості

Нашарування пластів в  Західно – Канадському осадовому  басейні можна розділити на два  ряди, на основі двох різних тектонічних  ситуацій, що впливають на процес відкладення  осадів. Від Палеозойського до Юрського періоду сукцесія платформ, в якій переважали карбонатні породи, були депоновані на стійкому кратоні поруч із стародавнім краєм Північної Америки. Від середини Юрського періоду до Палеоцену сукцесія вищерозташованого форландового басейну, де переважали уламкові породи, сформовані протягом активного процесу утворення гір прилеглих до канадських Кордильєр, з розміщенням лускоподібних насувних пропласток поступово зі сходу на захід.

Рис. 1. Палеогеографічна реконструкція  нашарування пластів верхнього  Менвіллю.

Пошуково-розвідувальні  роботи на цій місцевості проводяться Colony sand member, що входять до формування Pense і Sparky member з формування Cantuar, обидва формування є частиною Менвілльської групи Cretaceous. На окремих місцевостях, Менвілльська група залягає невідповідно до палеозойських осадових порід, і його осадова формація представляє собою взаємодію морських, річкових і гирлових середовищ, що діють в умовах, контрольованих палеотопографічним рельєфом і евстатичними та тектонічними коливаннями у відносних рівнях моря.

Sparky member неофіційно входить  до середнього Менвіллю, в якому  переважає пластовий розвиток  піщаника, з вузькими, каналоподібними  пісковиками, а також сланцями. Ці підрозділи тлумачились як  дельта-передові фації з відповідними  приливними зонами, приливними каналами і береговим середовищем. У випадку Sparky member, пластові пісковики зазвичай мають 6-9 м товщини, і можуть простежуватись на кілька десятків кілометрів, проте вони, як правило, розколені міцними стрічкоподібними осадовими породами.

Colony sand member складається з  сланців, алевролітів, вугілля  і пісковиків. Нашарування цієї  групи відбулося в обширному  комплексі анастомозуючих каналів  пісковиків, оточені алевролітами, сланцями, вугіллям і тонкими  пластами піщанників. На малюнку  2 показано схематичну осадову  модель для Colony sand, у тому числі  три різні фації: канал, конус  прориву берегового валу і  міжканальні водно-болотні угіддя. Colony sand member невідповідно залягає  над пластом морських сланців  утворення Joli Fou, яке представляє  базальну одиницю групи Колорадо, в якій переважають морські  сланці оточені загалом тонкими,  але міцними пісковиками, такі  як утворення Viking, Dunvengan і Cardium.

Рис. 2. Осадова модель для Colony sand member за Патнемом і Олівером.

Каротажні дані

Комплект каротажних діаграм  з трьох свердловин в цій місцевості був наданий ТОВ CALROC Energy для даного дослідження. Були доступні три свердловини  для цього дослідження (A11-17-44-27, С07-16-44-27 і C10-17-44-27) з набором каротажних діаграм, в тому числі гамма-променів (GR), потенціал  самовільної поляризації (SP ), щільності (RHOZ), нейтронного і плотностного каротажу пористості (PHIN і PHID), боковий мікрокаротаж, а також електричний каротаж. Р-хвилі акустичного каротажу доступні в свердловинах C07-16 і А11-17, які також мають S-хвилі. Всі свердловини розташовані в межах піщанних каналів Colony, але тільки А11-17 вудобуває нафту з цього стратиграфічного інтервалу, тоді як дві інших видобувають нафту з Sparky B.

У верхній частині Colony є  кілька труб-перехідників між нейтронним і плотностним каротажами пористості, які при можливості вказують на присутність  газу. Ця труба-перехідник дуже тонка  в свердловинах A11-17 і С10-17, але  значно помітніша в свердловині C07-16. Ця свердловина показує також  значно товщі канали Colony, насичені газом, нафтою і водою. Контакти між цими рідинами тлумачились на основі пористості перехідника (газ / нафта) і кривої опору (нафта / вода). Інший цікавий ефект  спостерігається у верхній частині Colony sand, де відбувається різке збільшення швидкості S-хвилі, але швидкість  Р-хвиль майже без змін (рис. 4), що ймовірно, пов'язано із петрографічною зміною між піском і сланцем , що видно не по Р-хвилі, по S-хвилі.

Аналіз каротажу

Перший крок у аналізі  каротажу – це визначення потрібних  зон (чисті зони з вуглеводнями), а також визначити неглинисті і сланцеві нульові лінії на каротажній діаграмі. Верхня частина Colony sand чітко  визначена у всіх свердловинах значним  відхиленням вправо в діаграмах  каротажу GR, SP і пористості, оскільки ми переходимо від морських сланців формування Joli Fou до піщанних каналів Colony member. Глибина цієї верхівки коливається між 547,5 м і 554 м в трьох свердловинах. Sparky B member менш потужний і містить менше сланцю ніж Colony в цих конкретних свердловинах, має більш низький питомий опір, але з аналогічною пористістю. Потрібні зони для петрофізичного тлумачення були визначені з врахуванням неглинистих зон з вуглеводним насиченням (низьким GR і високим питомим опором), так само, як і дві водні зони, що використовуються для обчислення питомого опору води при температурі пласта, яка необхідна для розрахунку водонасиченості і проникності.

Після пікіровки неглинистих  і сланцевих ліній на діаграмах, наступним кроком є оцінка глинистості. У цьому дослідженні, обсяг сланцю (Vsh) розраховували за трьома загальними методами (Рівняння 1 до 3), які використовують значення з гамма-випромінювання (GR), спонтанного потенціалу (SP), нейтронного і плотностного каротажу пористості (PHIN і PHID) , мінімальне значення з трьох вибирають як обсяг сланцю

Пористість з діаграм  вважається загальною пористістю (PHIt), яка включає в себе зв'язану воду в сланцях, щоб отримати ефективну пористість (Phie) вона має внести поправку на обсяг сланцю. Коли доступні криві і нейтронного, і плотностного каротажів пористості, так як в цьому випадку, найкращий спосіб внесення поправок пористості – це графік залежності однієї величини від іншої - Complex Lithology Density Neutron. По-перше, пористість з поправкою на обсяг сланцю шляхом (4), де x буде n для нейтронів або d для щільності пористості. Ефективна пористість тоді розраховується наступним чином:

Цей метод працює однаково добре, як і в кварцових пісках, так і у сумішах, за винятком територій  з умовами неправильно розташованих свердловин, які впливають на показання  щільності.

Нейтронний і плотностний  каротажі пористості показують перехідник у верхній частині Менвілля, припускаючи  наявність газу. З цієї причини, пористість в поверхневому інтервалі було скоректовано за допомогою рівняння для нейтронного  каротажу пористості в газовій зоні.

Для розрахунку водонасичення, більшість методів вимагають  значення питомого опору води. У  цьому випадку очевидна чисту  неглиниста зона присутня у двох свердловинах з місцевості, і питомий опір води розраховують за допомогою пористості і питомого опору в цій місцевості, використовуючи метод Ro в наступному рівнянні:

RW @ FT – це питомий опір  води при температурі пласта, PHIwtr і Ro – це загальна пористість  і значення глибини питомого опору у водній зоні, а – це  фактор звивистості і m – показник цементації.

Отже, продуктивність і резерви  потрібних інтервалів оцінюються, разом  з оцінкою витрат. Ці значення є  ефективним способом порівняння якості свердловин з схожими нафтогазоносними пластами, навіть якщо результати не перевірені.

Результати

Попередня методика була застосована  до 4 зон, визначених в кожній свердловині (див. таблицю 1). Перша зона у всіх свердловинах така ж, як і в  Colony sand – піщанники насичені газом, в  той час, як друга зона піщанників в межах однієї формації насичена нафтою.

Свердловини А11-17 і С 10-С 17 розташовані дуже близько одна до одної в межах одного піщанного  каналу, і результати каротажного  аналізу мають дуже близькі значення різних параметрів в обох свердловинах. Канал Colony має товщину від приблизно 8 м в двох свердловинах, з якої газова шапка займає 2 м, а решта 6 м насичені нафтою. Sparky B member досягає товщини 3 м. Пористість дуже висока в усіх зонах, які досліджувались, в межах від 0,3 до 0,38. Різниця між нейтронним і плотностним каротажами пористості низька у всіх зонах, за винятком тих місць, де є газ. Це, в поєднанні з малими обсягами сланцю, призводить до ефективної пористості дуже схожої на загальну, крім нафтогазоносних зон, де використовується ​​рівняння для ефективної пористості і  яке призводить до більш низької пористості.

Три водні зони, які використовували  для розрахунку опору води при  пластовій температурі дають  достовірні результати від 0,13 до 0,15 Ом. Проникність, що розраховувалась в  нафтовій зоні в Colony sand надзвичайно  висока (від 8000 до 30 000 мД) у зв'язку з  дуже високим питомим опором і  пористістю інтервалу. Це, ймовірно, означає, що значення за замовчуванням CPERM, EPERM і DPERM, які використовувалися не підходять  для цієї місцевості. Тим не менше, інші дослідження в родовищі сирої нафти Pikes Peak показують аналогічні результати для фації каналу Waseca, з нафтонасиченістю 80%, пористістю близько 34% і проникністю 5000 мкр.

Висновки

Проведений аналіз каротажу показує, що Colony sand містить значне скупчення  нафти. Канал піщанника має середню  товщину не більше 7 м і ефективна  пористість – 0,35. Інтервал Sparky в цих  свердловинах дуже тонкий, з середньою  товщиною 3 м, він має більш високий  обсяг сланцю, а також і нижчий опір. Однак свердловини, що використовувались, спеціально розташовані в межах  каналу Colony, які не збігаються з каналами Sparky member. Подальше калібрування аналізу  каротажу з параметрами ядра, даними випробувань і даними про видобуток  необхідне для перевірки обчислених значень, оскільки проникність для Colony member надзвичайно висока.

Журнали з свердловин А11-17 і С 10-С 17 забезпечують дуже схожі  результати, які й очікувались, через  їх близькість і їх розташування в  межах одного піщанного каналу. Тим  не менш, свердловина C07-16 демонструє інтервал Colony, який значно міцніший, ніж в  інших свердловинах, враховуючи характеристику журналу, який відрізняється від інших свердловин, пропонуючи розташувати свердловину в іншому каналі. Ця свердловина показує більш високі запаси, однак, нафтогазоносний пласт більш низької якості, тому що проникність і темп добування нижчий, ніж в інших свердловинах.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВИСНОВКИ

 

Переклад англомовної  науково-технічної літератури, а  також вивчення лексико-семантичних трансформації зараз є актуальною темою для дослідження. Дослідження певних перекладацьких лексичних трансформації вихідної мови і мови перекладу дає нам можливість порівняти їх, розглянути переклад з наукової точки зору, побачити з яким труднощами найчастіше стикається непідготовлений перекладач.  В цьому й полягає актуальність дослідження.            Аналіз текстів з проблем промислової геофізики досить важливий для перекладачів, оскільки він сприяє покращенню наших знань, розвиває перекладацькі навички і вміння та формує вузькоспеціалізованих спеціалістів. В результаті проведених нами досліджень було зроблено такі висновки: 1. Висвітлено визначення, що таке лексичні трансформації, виявлено основні форми трансформацій, подано визначення терміну «конкретизація», наведено приклади застосування даного прийому.      2. Розглянуто основні етапи розвитку промислої геофізики, виявлено основні методи геофізичних досліджувань, виділено імена головних науковців, які сприяли розвитку цієї сфери.         3. Встановлено особливості науково-технічного тексту та з’ясовано специфіку його перeкладу. Виявлено основні труднощі при перекладі та шляхи їх вирішення.            4.  Виконано переклад англомовного тексту сфери промислової геофізики. Протягом роботи вдосконалено навички перекладу за допомогою лексичних та граматичних  трансформацій, а саме за допомогою прийому конкретизації.