Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/55685
Title: Построение геомеханической модели в целях прогноза трещиноватости по геофизическим параметрам для доюрских отложений Северо-Шингинского нефтяного месторождения
Authors: Исмаилов, Юрий Романович
metadata.dc.contributor.advisor: Белозеров, Владимир Борисович
Keywords: геомеханические модели; стабильность ствола скважины; интенсивность трещиноватости; внутрискважинное микросканирование; геомеханическая стратиграфия; geomechanical model; wellbore stability analysis; fracture intensity; FMI; geomechanical stratigraphy
Issue Date: 2019
Citation: Исмаилов Ю. Р. Построение геомеханической модели в целях прогноза трещиноватости по геофизическим параметрам для доюрских отложений Северо-Шингинского нефтяного месторождения : магистерская диссертация / Ю. Р. Исмаилов ; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР), Отделение нефтегазового дела (ОНД) ; науч. рук. В. Б. Белозеров. — Томск, 2019.
Abstract: Целью данной работы является исследовать возможность предсказания изменения плотности трещиноватости скважины по геофизическим и геомеханическим параметрам. В геомеханике широко используется понятие геомеханической стратиграфии, т.е. изменение геомеханических свойств по разрезу. Исходя из теоретических представлений изменение геомеханических свойств должно приводит к изменению параметров деформации горной породы, в том числе и к зависимости плотности трещиноватости. Однако такую связь достаточно сложно определить в условиях скважинных данных. В данной работе представлено сравнение изменения плотности трещиноватости оцененной по данным микросканеров с изменением показаний ГИС и геомеханических свойств для определения степени корреляции этих параметров.
The concept of geomechanical stratigraphy is widely used in geomechanics, i.e. change of geomechanical properties along the cross-section. On the basis of theoretical ideas, a change in geomechanical properties should lead to a change in the parameters of rock deformation, including the change in fracture density. However, such a relationship is quite difficult to determine in the conditions of well data. In this project, we propose to compare the change in the fracture density estimated using microscanning data with the change in well logs data and geomechanical properties to determine the degree of correlation of these parameters. When confirming the presence of a connection for the well under consideration, it will be possible to predict fracture along the section.
URI: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/55685
Appears in Collections:Магистерские диссертации

Files in This Item:
File SizeFormat 
TPU756520.pdf3,83 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.