Formation en diagraphie et géophysique de forage

Leçon 1 • Notions de base du contrôle qualité des diagraphies

Présente les corrections environnementales, les vérifications de répétabilité et la validation des en-têtes. Des habitudes précoces de contrôle qualité évitent les erreurs d'interprétation dans les chapitres analytiques ultérieurs.

Leçon 2 • Propriétés des roches et des fluides

Présente la porosité, la perméabilité, la saturation et les types de fluides comme objectifs des mesures diagraphiques. Ces propriétés constituent la base quantitative de toute analyse ultérieure des diagraphies.

Leçon 3 • Aperçu des opérations de diagraphie

Décrit les modes d'acquisition par câble et pendant le forage, la descente des outils et l'équipement de surface. Fournit un contexte opérationnel avant l'introduction de la physique détaillée des outils.

Leçon 4 • Environnement et conditions du forage

Examine comment les fluides de forage, la température et la pression modifient la zone proche du puits. Comprendre l'invasion et les effets du filtrat de boue est essentiel pour une interprétation précise des diagraphies.

Leçon 1 • Volume d'argile à partir du rayon gamma

Calcule la teneur en argile (Vsh) en utilisant les méthodes d'indice de rayon gamma linéaires et non linéaires. Une teneur en argile précise est nécessaire pour les corrections de porosité et de saturation dans les chapitres suivants.

Leçon 2 • Fondamentaux du potentiel spontané

Explique les origines électrochimiques et électrocinétiques de la courbe de potentiel spontané. L'amplitude et la polarité de la déflexion du potentiel spontané sont liées à la salinité de l'eau de formation et à la perméabilité.

Leçon 3 • Interprétation du rayon gamma spectral

Utilise les courbes K, U et Th pour identifier les minéraux argileux, les argiles organiques et les évaporites. La décomposition spectrale ajoute des détails lithologiques au-delà du rayon gamma total seul.

Leçon 4 • Lithologie et faciès à partir du rayon gamma et du potentiel spontané

Combine les motifs du rayon gamma et du potentiel spontané pour définir les séquences sable-argile et les faciès de dépôt. Les compétences de reconnaissance de motifs développées ici soutiennent l'analyse des électrofaciès dans les chapitres ultérieurs.

Leçon 1 • Outils Latérolog et à Induction

Compare les latérologs à courant focalisé et les outils à induction électromagnétique dans différents systèmes de boue. Les étudiants sélectionnent la famille d'outils correcte pour un environnement de forage donné.

Leçon 2 • Calcul de la saturation en eau

Calcule la saturation en eau (Sw) en utilisant les modèles d'Archie et des sables argileux, y compris Waxman-Smits et l'eau double. Les étudiants appliquent le modèle approprié en fonction de la teneur en argile et du type de formation.

Leçon 3 • Réseaux de résistivité et imagerie

Couvre les outils à réseau multifréquence et multi-espacement qui fournissent des profils de résistivité radiaux. Le profilage radial permet la correction de l'invasion et une meilleure estimation de la saturation.

Leçon 4 • Corrections environnementales pour la résistivité

Applique les corrections de forage, d'épaisseur de couche et d'invasion aux mesures de résistivité brutes. Les valeurs corrigées sont des prérequis pour des calculs fiables de saturation.

Leçon 1 • Principes de la diagraphie de densité

Explique la physique de la diffusion gamma-gamma et la dérivation de la densité apparente à partir des taux de comptage. La porosité de densité est calculée en utilisant les entrées de densité de la matrice et du fluide.

Leçon 2 • Principes de la diagraphie sonique

Couvre la propagation des ondes de compression et de cisaillement dans les formations et la mesure du temps de transit intervalle. La porosité sonique est dérivée en utilisant les équations de moyenne temporelle de Wyllie et de Raymer.

Leçon 3 • Principes de la diagraphie neutron

Décrit la modération des neutrons par l'hydrogène et la dérivation de la porosité apparente du calcaire. La réponse neutron au gaz, à l'argile et à la lithologie est quantifiée à des fins de correction.

Leçon 4 • Corrections et incertitudes de la porosité

Applique les corrections environnementales, de matrice et de fluide à chaque outil de porosité. La propagation de l'incertitude garantit que les estimations finales de porosité effective sont défendables.

Leçon 1 • Conception et fonctionnement de l'outil pendagemètre

Décrit les outils à patins de contact multi-bras et leur calcul de pendage par corrélation. Comprendre la géométrie des patins et le taux d'échantillonnage est un prérequis pour le fonctionnement de l'outil d'imagerie.

Leçon 2 • Imagerie acoustique de forage

Explique les outils à impulsion-écho ultrasonique qui mesurent le rayon et la réflectivité du forage. Les images acoustiques complètent les images de résistivité dans les environnements de boue à base d'huile (OBM).

Leçon 3 • Analyse des fractures et des structures sédimentaires

Distingue les fractures ouvertes, fermées et induites et caractérise les structures sédimentaires. Les résultats alimentent directement les évaluations de la qualité réservoir et de l'anisotropie de perméabilité.

Leçon 4 • Outils d'imagerie de résistivité de forage

Couvre la conception de l'imageur à micro-résistivité, les réseaux de boutons et la reconstruction d'image. Les images haute résolution révèlent les lits, les fractures et les vacuoles à l'échelle millimétrique.

Leçon 1 • Estimation de la perméabilité par RMN

Applique les modèles de Timur-Coates et SDR pour estimer la perméabilité à partir de la porosité RMN et des volumes de fluide. La perméabilité RMN est comparée aux données de carottes et de production pour validation.

Leçon 2 • Physique de la RMN et mécanismes de relaxation

Explique la polarisation des protons, la décroissance libre de l'induction et la relaxation T1 et T2 dans les milieux poreux. Les distributions des temps de relaxation sont le résultat fondamental de tous les outils de diagraphie RMN.

Leçon 3 • Typage des fluides et eau liée

Utilise les seuils T2 et l'édition de diffusion pour séparer les fluides liés à l'argile, liés par capillarité et libres. Des volumes de fluide précis améliorent les estimations de la saturation en eau et de la productivité au-delà de la seule résistivité.

Leçon 4 • Distribution T2 et taille des pores

Convertit les spectres de relaxation T2 en distributions de taille de pores en utilisant la relaxivité de surface. Les informations sur la taille des pores relient la RMN à la pression capillaire et à la caractérisation des unités d'écoulement.

Leçon 1 • Intégration de la lithologie et du volume d'argile

Combine les diagraphies de rayon gamma, de facteur photoélectrique, neutron-densité et spectrales dans un modèle de lithologie cohérent. Un modèle de lithologie unifié garantit que les corrections de porosité et de saturation sont cohérentes en interne.

Leçon 2 • Porosité effective et seuils de couche nette payante

Calcule la porosité effective après correction de l'argile et applique les seuils de porosité, de saturation en eau et de volume d'argile. La détermination de la couche nette payante contrôle directement les estimations volumétriques des réserves.

Leçon 3 • Calcul du volume de pores d'hydrocarbures

Calcule le volume de pores d'hydrocarbures (HCPV) à partir de la porosité, de la saturation et de l'épaisseur nette payante sur l'intervalle diagraphié. Les résultats sont formatés pour être saisis dans des modèles statiques de réservoir.

Leçon 4 • Établissement des paramètres pétrophysiques

Détermine la résistivité de l'eau de formation (Rw), a, m, n et les paramètres de matrice à partir des carottes, des zones d'eau et des diagrammes croisés. Une sélection robuste des paramètres est le fondement de résultats de saturation et de porosité défendables.

Leçon 1 • Diagraphie sonique dipolaire et anisotropie

Utilise des sources de cisaillement dipolaires pour mesurer les vitesses de cisaillement rapide et lente et détecter l'anisotropie de contrainte. Les données d'anisotropie de cisaillement soutiennent les flux de travail de caractérisation géomécanique et des fractures.

Leçon 2 • Diagraphie en tubage et de production

Présente la diagraphie neutron pulsé, du ciment et de débit de production dans les puits tubés. Les diagraphies en tubage surveillent l'épuisement du réservoir et l'intégrité du puits pendant la durée de vie de la production.

Leçon 3 • Apprentissage automatique dans l'interprétation des diagraphies

Applique des algorithmes supervisés et non supervisés pour la classification des faciès, la prédiction des diagraphies et la détection des anomalies. Les étudiants évaluent les performances du modèle et reconnaissent les limites dans les contextes de données clairsemées.

Leçon 4 • Pression de formation et échantillonnage de fluides

Couvre les testeurs de formation par câble, l'analyse des transitoires de pression et l'échantillonnage de fluides en fond de trou. Les données de pression définissent les gradients de fluides, les contacts et la compartimentation.