Руководство по использованию программы «VGM». Работа с визуальными моделями скважин

1.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
Часть 3
Работа с визуальными моделями
скважин (ГТМС)

2.

Содержание
Часть 3
Работа с визуальными моделями скважин (ГТМС)
3.1 Включение и первоначальная настройка ГТМС
3.2 Демонстрационный пример работы
3.3 Обзор визуальных элементов
3.4 Вызов базы данных ГТМС
3.5 Структура цифровой базы данных
3.6 Просмотр и анализ документов по скважине
3.7 Визуальное совмещение документов
3.8 Оперативное обновление модели
3.9 Индивидуальное отключение элементов
3.10 Работа с архивом исходной документации
3.11 Проведение запросно-поисковых операций с ГТМС
3.12 Вывод и просмотр результатов поиска
3.13 Вывод данных по истории разработки
3.14 Построение карт текущих пластовых давлений
3.15 Организация рабочего стола при работе с ГТМС
3.16 Применение ГТМС

3.

Информация:
Предварительно необходимо ознакомиться с технологией
отображения геологической информации (Часть 1
настоящего Руководства)
Для успешной работы с ГТМС рекомендуется неоднократное
повторение приведенных в Руководстве тестовых примеров
на реальном Проекте с целью приобретения устойчивых
навыков работы

4.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.1 Включение и первоначальная
настройка ГТМС

5.

Окно «Параметры»
Порядок
действий:
Вызов Диаграммы
Вызов ГТМС
1 Включить Диаграмму
2 Переключить на
Мини-Диаграмму
1 100
3 Включить режим ГТМС
15216
1225
1 105
4 Подключить базу
данных ГТМС
1230
1 110
1 110
1235
1 115
1 115
1240
1 120
1 120
1245
1 125
1 125
1 130
1 130
1 135
1 135
1 140
1 140
1250
1 105
1255
1 110
1 115
1260
1 120
1265
1 125
1270
1 130
1 150
1 150
1275
1 135
1 155
1 155
1280
1 160
1 160
1285
1 165
1 165
1290
1 170
1 170
1 175
1295
1300
1 140
___________
___________
___________
1 145
1 145
Переключатель
режима
Мини-Диаграммы
1 100
1 145
1 150
15215
15214
15216
15236
5 Убрать
литологическую
15233
15235
колонку (в центре)
6 Вывести шкалу глубин
и включить новые
значки перфорации
7 Расширить область
«Комментарий» в окне
«Работа с архивом»
1 155
1 160
1 165
1 170
1 175
1 180
1305
1 180
1 185
1310
1 185
1 190
1315
1 185
1 190
1 195
1320
1 190
1 195
1 200
1325
1 200
1 205
1330
1 205
15213
1 175
1 180
1 195
1 200
1 205
ГТМС готова к работе

6.

Информация:
При переключении Диаграммы на мини-Диаграмму и обратно
происходит переход в автономный режим работы с изменением
размеров и местоположения рабочих окон в соответствии с
сохраненным ранее состоянием
Пункт 4 (подключение базы данных ГТМС) требуется только
при первоначальной загрузке ГТМС или при смене файла базы
данных, в остальных случаях база данных ГТМС будет
загружаться автоматически
Вывод дополнительной оси глубин и смена обозначения
перфорации (пункты 5-7) также требуются только при
первоначальной загрузке ГТМС.
После установления режима ГТМС производится вызов нужной
скважины и масштабирование рабочей области окна
«Диаграмма», способы активизации скважин приведены в
разделе 2.2, масштабирования – в разделе 2.4

7.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.2 Демонстрационный пример
работы с ГТМС

8.

1185
1190
Диапазон 
текущего ГВК
1195
1200
1205
Неработающий 
интервал
Остановка 
1210
приборов
1220
1225
Годы
01.03.2008
01.10.2007
01.01.2007
01.05.2007
01.08.2006
01.11.2005
01.03.2006
01.06.2005
01.09.2004
01.01.2005
01.07.2003
01.10.2002
01.02.2003
01.05.2002
01.08.2001
01.12.2001
01.11.2000
01.03.2001
0
01.06.2000
5 000
0
01.01.2000
10 000
5
01.08.1999
КРСПромывка
(водоизоляция
(освоение
Состояние
Освоение,
Конструкция
ГИС-К
песчаной
после
ГДИ,
на2005
2001
01.2008
211987
КРС)
этап)
1987
г.пробки
г.г.г.
2007
2006 г.
15 000
10
01.03.1999
1245
20 000
15
01.10.1998
1240
25 000
20
01.05.1998
1235
30 000
25
01.12.1997
1230
Динамика пластов ого дав ления
30
Отборы
1 186
приборов
1 188
1 190
1 192
1 194
1 196
1 198
1215
01.07.1997
1 178
1 180
1 182
1 184
Остановка 
01.10.1996
01.02.1997
водопритока
1 172
1 174
Qг=6(4%)
1 176
1180
01.12.2003
01.04.2004
114
1175
1 156жидкости
1 158 в стволе
1 160
1 162
1 164
1 166
Вероятный 
1 168
источник 
1 170
1 200
1 202
1 204
1 206
Освоение:
Перфорация,
Водоизоляция:
ГИС-контроль,
Конструкция
Анализ
причин
Промывка
забоя
соляно-кислотная
спуск
НКТ,
установка
глушение,
профиль
ГИС-контроль,
притока,
скважины
обводнения,
обработка,
освоение
докрепляющего
извлечение
НКТ
с
определение
профиль
притока
места
15042
характеристика
отработка
на
скважины
цементного
моста,
пакером,
установка
поступления
воды
технического
факел,
запуск
в
разбуривание
моста,
цементного
моста
состояния
шлейф
повторная
под
давлением,
скважины
перфорация,
разбуривание
на
31.01.2008моста,
г.,
спуск
НКТ, освоение
перфорация
спецотверстий,
закачка ВИС
Qг=594; Dшб=19;
1170
Qг=167(96%)
1 142
1 144 Уровень 
1 146
жидкости
1 148
в стволе
1 150
1 152
1 154 Уровень 
___________
1160
Работающий 
Приток по 
термометрии
интервал
1165
Минерализация, г/л
1 128
1 130
1 132
1 134
1 136
1 138
1 140
15042
168
1 120
1 122
Приток по 
1 124
расходометрии
1 126
3.1
Демонстрационны
й пример ГТМС

9.

Информация:
На визиализируемые в пакете «VGM» цифровые модели скважин
полностью распространяются описанные выше процедуры
модификации, навигации и масштабирования, поэтому для
более детального изучения этих процедур необходимо
ознакомиться с содержанием раздела 2 настоящего
Руководства
Переключение между отдельными документами Модели
скважины может производиться курсором мыши или кнопками
клавиатуры «вверх» и «вниз». Последний способ переключения
является наиболее удобным и оперативным.
Этим способом можно также переключать документы в
приведенном выше демонстрационном примере ГТМС, при
необходимости, обращаясь неоднократно к отдельным
документам.

10.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.3 Обзор визуальных элементов ГТМС

11.

Визуальные элементы
конструкции скважины
___________
1 162
1 130
1 163
1 164
1 165
1 135
1 166
1 167
1 140
1 168
1 169
1 145
1 170
1 171
1 150
1 172
1 173
1 155
1 174
1 175
1 160
1 176
1 177
1 178
1 165
1 179
1 180
1 170
1 181
1 182
1 175
1 183
1 184
1 180
1 185
1 186
1 185
1 187
1 188
1 189
1 190
1 190
1 191
1 195
1 192
1 193
1 200
1 194
1 195
1 205
1 196
114
15042
15246
15542
168
1 100
1 150
1 151
1 152
1 105
1 153
1 154
1 110
1 155
1 156
1 115
1 157
1 158
1 120
1 159
1 160
1 125
1 161
1140
1220
1145
1225
1150
1230
1300
1155
1235
1160
1240
пробуренный забой
глубина спуска и диаметр ЭК
глубина спуска и диаметр НКТ
текущий забой
1320
1165
1245
интервал перфорации
1250
1170
интервал перфорации новый
1340
1255
1175
Неизвлеченный
1260
хвостовик
1180
1360
(перфорирован)
1265
1185
1380
1270
1190
1400
1275
1195
1420
1280
1440
1200
1460
1285
1480
1205
1500
1290
1520
1210
1295
1540
1215
1560
1300
1580
1220
1305
Оставленный
1225
1310
турбобур
1230
1315
1235
1320
1240
1325
1245
интервал перфорации НКТ
пакер стандартный
пакер негерметичный
пакер-ретейнер
цементный мост
цементный мост негерметичный
интервал негерметичности колонны
дополнительная изолирующая колонна
посторонние предметы на забое
интервал установки фильтра

12.

Информация:
Обозначения диаметров колонн при любом масштабировании
модели скважины остаются на одном и том же месте,
указанном на демонстрационных примерах.
Имеется два варианта отображения интервала перфорации – в
виде зубчатой линии и в виде серии прямоугольников.
Перфорацию можно отображать слева, справа или по обе
стороны от ствола скважины. Кроме того, существует два
варианта цветового обозначения перфорации : серый – для
обозначения уже существующей (проведенной ранее) и красный для вновь проведенной перфорации.
Имеется возможность обозначения посторонних предметов
сложной формы, находящихся на забое скважины постоянно или
временно. Пользователь может указывать по своему
усмотрению форму, размеры и цвет этих посторонних
предметов.

13.

___________
Визуальные элементы
комплекса ГИС-контроль
114
15355
15372
15041
245
168
1 130
1 126
1 116
1 132
1 128
1 118
1 134
1 130
1 120
1 136
1 132
1 122
1 138
1 134
1 124
1 140
1 136
1 126
1 142
1 138
1 128
1 144
1 140
1 130
1 142
1 146
1 132
1 144
1 148
1 134
1 146
1 150
1 136
1 148
1 152
1 138
1 150
1 154
1 140
1 152
1 156
1 142
1 154
1 158
1 156
1 144
1 160
1 158
1 146
1 162
1 160
1 148
1 164
1 162
1 150
1 166
1 164
1 152
1 168
1 166
1 154
1 170
1 168
1 156
1 172
1 170
1 158
1 172
1 174
1 160
1 174
1 176
1 162
1 176
1 178
1 164
1 178
1 180
1 166
1 180
1 182
1 168
1 182
1 184
1 170
1 184
1 186
1 186
1 172
1 188
1 188
1 174
1 190
1 190
1 176
1 192
1 192
1 178
1 194
1 194
1 180
1 196
1 196
1 182
1 198
1 184
1 200
1 186
1250
1240
1245
1245
1255
1250
1250
1260
1255
Qг=4(2%)
1255
1265
1260
Qг=58(33%)
1260
1270
1265
1265
1275
1270
1270
Qг=105(61%)
1280
1275
1275
1285
1280
1280
Qг=7(4%)
1285
1290
Глубина остановки приборов
Дебит по термометрии и шумометрии:
а) интенсивный приток
б) средний приток
в) слабый приток
г) отсутствие притока
Дебит по механической расходометрии
Уровень в стволе скважины:
а) воды в статике
б) воды в динамике
в) воды за колонной
г) жидкости повышенной плотности
1285
жесткое
газ
1290
1295
1290
частичное
1295
1300
1295
неясно
плохое
1300
1305
1300
1305
1310
1305
жидкость
отсутствие
1310
1310
1315
1315
1315
1320
1320
1320
Перетоки пластовых флюидов:
а) заколонный переток
б) внутриколонный переток (вероятный)
в) межпластовый переток
г) заколонный межпластовый переток
Качество цементирования
Текущее положение ГВК (интервал)
Характер насыщения по РК

14.

Информация:
Данные механической расходометрии отражают
количественно величину притока из разных интервалов
разреза с указанием:
а) абс. дебита (в тыс.м3 - по газу и в м3 – др. флюидов),
б) относ. дебита (в % от суммарного),
в) относ. продуктивности (по длине стрелки)
Перетоки пластовых флюидов обозначаются:
а) по типу перетока (заколонный, межпластовый и др.),
б) степени достоверности (доказанный – сплошная
стрелка, предполагаемый – пунктирная стрелка),
в) составу флюида (тип флюида - цветовая палитра,
см. след. слайд)

15.

Информация:
Расходометрия Термометрия
Доказанный
Предполагаемый
Тип флюида, поступающего в ствол скважины
- газ
- конденсат,
- нефть,
- вода,
- жидкость неустановленного типа
Тип жидкости, заполняющей ствол скважины
- конденсат,
- нефть,
- вода,
- жидкость неустановленного типа
- жидкость повышенной плотности

16.

Визуальные
технологические элементы
1 124
102
1 122
15266
168
1 120
1255
1260
1 126
1 128
1 130
1265
1 132
1 134
- разглинизация
1280
1 144
1 146
- соляно-кислотная обработка
1275
1 140
1 142
- проведение ГРП
1270
1 136
1 138
Интенсификация:
1285
- повторная перфорация
- дополнительная перфорация
1 148
___________
1 150
1290
1 152
1 154
1 156
Водоизоляция:
1295
- установка водоизоляционного экрана
1300
- установка цементного моста
1305
- гидрофобизация
1 158
1 160
1 162
1 164
1 166
1 168
1310
1 170
1 172
1 174
1 176
1 178
1320
1 180
1 182
1325
1 184
1 186
1330
1 188
1 190
Прочие:
1315
1335
- углубление забоя фрезерованием
- промывка забоя

17.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.4
Визуализация базы данных ГТМС

18.

Информация:
База исходных данных организована в форматах а) базы данных
«Парадокс» и б) электронных таблиц Microsoft Excel
При формировании или обновлении исходной базы данных
используются форматы электронных таблиц Microsoft Excel
После занесения информации в таблицы Excel происходит ее
автоматическое преобразование в форматы БД «Парадокс»
В случае, если при работе пользователя не предусматривается
корректировка исходных данных, БД «Парадокс» может
использоваться напрямую, что существенно ускоряет
быстродействие ГТМС.
Ниже приведен вариант загрузки ГТМС в режиме визуализации
цифровой базы геолого-технологических данных (таблиц Excel)

19.

Порядок
действий:
1 Включить Диаграмму
Вызов Диаграммы
№скв
Дата
1
2
D
E
F
G
Код Код Код Инт
Вид элемента
от
3
2
1
3
5
4
6
7
H
8
15352 11.03.88 Документ
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
11.03.88
11.03.88
11.03.88
11.03.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
12.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
0
1
Констр. ЭК
6
Иск. забой
1
Забой
10
Состояние
0
Документ
6
Перфорация
6
Иск. забой
4
Пакер
6
Дебит
1
Констр. НКТ
10
Состояние
0
Документ
1
Констр. НКТ
6
Перфорация
4
Пакер
6
Иск. забой
10
Состояние
0
Документ
1
Констр. НКТ
6
Перфорация
6
Иск. забой
4
Пакер
6
Дебит
10
Состояние
0
Документ
6
Иск. забой
6
Иск. забой
6
Обработка
6
Обработка
6
Промывка
6
Перфорация
4
Пакер
1
Констр. НКТ
10
Состояние
0
Документ
6
Иск. забой
Остан. приборов3
6
Перфорация
4
Пакер
1
Констр. НКТ
Дебит расходом.3
Дебит расходом.3
1222
1211
1230
1
2
2
1
2
1
5
4
1
1
I
J
9
4 Вызвать ГТМС
10
КонструкцияКонструкция скважины 1998 г.
168
4
1
2
1
5
2
2
6
6
7
1
1
4
2
1
1
1
4
17
17
1
4
4
1
1
1
ГТМС и база данных
готовы к работе
Скважина опрессована на 130 атм. ЭК герметична
15352
Освоение Освоение 1998 г.
1 130
1170
ПКС-80/12
1187 1210
1 132
1211
1 134
15282 1 136 15350
15353
15352
15351
15354
15355
2ПД-ЯГ
920 924
1175
1 130
1187 1210 573/19
1 138
1 132
114 1 134
1201
1 140
1180
573 тыс.м3/сут на штуцере 19 мм.
освоении составил1 142
Дебит газа при
1 136
1 138
Отбивка забоя 2000 г.1 144
Отбивка забоя
114 1 140
1201
1 146
1185
1 142
1187 1210
1 148
1 144
920 924
1 146
1 150
1190
1 148
1211
1 152
1 150
и отбивка забоя на гл. 1211м
Проведено шаблонирование НКТ1 154
1 1522000 г.
ГДИ
ГДИ
1 156
1195
1 154
114 1 156
1201
1 158
1187 1210
1 158
1 160
1200
1211
1 160
1 162
1 162
920 924
1 164
1 164
1187 1210 438.6/30.2
1205
1 166
1 166
ГДИ составил 438.6 тыс.м3/сут на диафрагме 19 мм.
Дебит газа при
1 168
1 168
г.
2000
(промывка)
Промывка КРС
1 170
1 170
1210
1200
1 172
1 172
1 174
1218
1 174
1 176
метанол
1187 1197
1215
1 178
1 176
метанол
1204 1210
1 180
1 178
1200 1218
1 182
1 180
1187 1210
1220
1 184
1 182
1 186
920 924
1 184
102 1 188
1201
1 190
для осушки ПЗП. Отработка на факел 24 ч (dшт=24мм, Ртр=37атм, Ту=11)
инт. 1200-1210 м. Закачка метанола (15 м3)1225
скважины в1 186
Проведена промывка
1 192
места водопритока) 2001 г.
(определение 1 188
ГИС-К
ГИС-К
1 194
1 190
1210
1 196
1230
1 192
1209
1 194
1187 1210
1235
1 196
932 937
114
1205
277.72
1191 1196
0.54
1205 1206
Режим
МиниДиаграммы
4
1
1
2
2 Переключить на
Мини-Диаграмму
3 Включить режим
визуализации БД
Инт
Параметры Комментарий
до
___________
С
В
___________
А
Окно
Вызов
«Параметры
ГТМС

20.

Информация:
Продемонстрирован вариант загрузки ГТМС в обычном режиме
и с выводом на экран базы данных в формате электронных
таблиц Microsoft Excel
На экране выведены 4 окна – управляющее окно (сверху), база
данных ГТМС (слева), модель скважины (в центре) и окно работы
с ГТМС (справа). Порядок дальнейшей работы с ГТМС в режиме
визуализации базы данных аналогичен рассмотренному выше на
демонстрационном примере (раздел 3.1).
После сохранения Проекта любая последующая загрузка ГТМС
будет сопровождаться автоматическим выводом на экран
последнего варианта базы данных ГТМС (пока данный режим не
будет отменен)
Ниже приведено описание структуры базы данных и список
специальных кодов для обозначения визуальных элементов
моделей скважин

21.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.5 Структура цифровой базы данных

22.

11
22
Вид элемента
3
3
Код Код Код
Код Инт
Инт
от
1
2
33
от
44
55
66
77
15352 11.03.88 Документ
11.03.88
11.03.88
11.03.88
11.03.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
12.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
0
Констр. ЭК
1
Иск. забой
6
Забой
1
Состояние
10
Документ
0
Перфорация 6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Констр. НКТ 1
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ 1
Перфорация 6
Пакер
4
Иск. забой
6
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ 1
Перфорация 6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Иск. забой
6
СКО
6
СКО
6
Промывка
6
Перфорация 6
Пакер
4
Констр. НКТ 1
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Остан. приборов3
Перфорация 6
Пакер
4
Констр. НКТ 1
Дебит расходом.3
Дебит расходом.3
Средний приток3
Слабый приток 3
1
2
2
1
2
1
5
4
1222
1211
1230
1
1
4
1
1
2
4
1
2
1
5
2
2
6
6
7
1
1
4
2
1
1
1
4
17
17
3
4
88
99
10
10
КонструкцияКонструкция скважины 1998 г.
168
1 140
15352
1180
Скважина опрессована на 130 атм.
ЭК герметична
1 142
1182
Освоение Освоение 1998 г.
1 144
1187 1210
ПКС-80/12
1184
1 146
1211
1186
920 924
2ПД-ЯГ
1 148
Qг=573; Dшб=19;
Qг=438.6; Dшб=30.2;
1188
1187 1210 573/19
1 150
1190
1201
114
1 152 Qг=278(100%)
Дебит газа при освоении составил
573 тыс.м3/сут на штуцере 19 мм.
1192
Отбивка забоя
Отбивка забоя 2000 г.1 154
1194
1201
114
1 156
1196
1187 1210
1 158
920 924
1198
1 160
1211
1200
Проведено шаблонирование НКТ1 162
и отбивка забоя на гл. 1211м
1202
ГДИ
ГДИ 2000 г.
1 164
1204
1201
114
1 166
Qг=1(0%)
1187 1210
1206
1 168
1211
1208
1 170
920 924
1210
1187 1210 438.6/30.2
1 172
1212
Дебит газа при ГДИ составил 438.6 тыс.м3/сут на диафрагме 19 мм.
1 174
Промывка КРС(промывка) 2000 г.
1214
1 176
1200
1216
1211
1 178
1218
1187 1197
метанол
1 180
1220
1204 1210
метанол
1 182
1200 1211
1222
1 184
1187 1210
1224
920 924
1 186
1226
1201
114
1 188
Проведена промывка скважины в инт. 1200-1210 м. Закачка метанола (15 м3) для1228
осушки ПЗП. Отработка на факел 24 ч (dшт=24мм, Ртр
ГИС-К
ГИС-К (определение1 190
места водопритока) 2001 г.
1230
1 192
1210
1232
1209
1 194
1234
1187 1210
1 196
932 937
ГИС-К (определение
Состояние
места
2008
водопритока)
Конструкция
КРС(промывка)
Отбивка
Освоение
ГДИ
скважины
забоя
2000
1998
2000
г.2000
г.г.1998
г.г. г. 2001 г.
1205
114
1191 1196
277.72
1205 1206
0.54
1191 1196
1205 1206
___________
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
Визуализация ГТМС с
базой данных
Инт
Инт
Параметры Комментарий
Комментарий
Параметры
до
до
102
114
Дата
168
№скв
1
4
4
1
1
1
1
1
Переключение
Документов

23.

Информация:
База данных ГТМС содержится в одной таблице Excel (до 65
тыс.строк). Информация в базе упорядочена по возрастанию
номеров скважин, в пределах скважины - по дате документов.
Одной скважине обычно соответствует от 5 до 20 документов
(количество неограничено).
Документ – набор строк в таблице от строки «Документ» до
строки «Состояние» (в колонке 3), характеризующих состояние
скважины на определенный момент времени, ему
соответствует одна визуальная модель скважины.
Ключевыми признаками документа являются номер скважины
(колонка 1) и дата (колонка 2). Если в таблице (выше или ниже)
существуют другие строки с этими признаками, они будут
присоединены к Документу автоматически.

24.

Дата
Дата
11
22
Код Код Код Инт Инт
Вид
элемента Код Код Код Инт Инт Параметры
Параметры Комментарий
Комментарий
Вид элемента
от
до
11
22
33
от
до
3
3
44
55
66
77
15352 11.03.88 Документ
11.03.88
11.03.88
11.03.88
11.03.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
12.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
0
Констр. ЭК
1
Иск. забой
6
Забой
1
Состояние
10
Документ
0
Перфорация 6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Констр. НКТ 1
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ 1
Перфорация 6
Пакер
4
Иск. забой
6
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ 1
Перфорация 6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Иск. забой
6
Обработка
6
Обработка
6
Промывка
6
Перфорация 6
Пакер
4
Констр. НКТ 1
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Остан. приборов3
Перфорация 6
Пакер
4
Констр. НКТ 1
Дебит расходом.3
Дебит расходом.3
Средний приток3
1
2
2
1222
1211
1230
99
10
10
Структура исходной
информации Документа
КонструкцияКонструкция скважины 1998 г.
168
15352
1 140
Скважина опрессована на 130 атм.
ЭК герметична
1180
Освоение Освоение 1998 г. 1 142
1182
1187 1210
ПКС-80/12
1 144
1184
1211
1 146
920 924
2ПД-ЯГ
1186
1 148
1187 1210 573/19
1188
1 150
1201
114
1190
Дебит газа при освоении составил
573 тыс.м3/сут на штуцере 19 мм.
1 152
1192
Отбивка забоя
Отбивка забоя 2000 г.
1 154
1201
114
1194
1 156
1187 1210
1196
920 924
1 158
1198
1211
1 160
1200
Проведено шаблонирование НКТ и отбивка забоя на гл. 1211м
1 162
ГДИ
ГДИ 2000 г.
1202
1 164
1201
114
1204
1187 1210
1 166
1206
1211
1 168
1208
920 924
1 170
1187 1210 438.6/30.2
1210
1 172тыс.м3/сут на диафрагме 19 мм.
Дебит газа при ГДИ составил 438.6
1212
Промывка КРС (промывка) 2000
г.
1 174
1214
1200
1 176
1216
1211
1 178
1187 1197
метанол
1218
1 180
1204 1210
метанол
1220
1200 1211
1 182
1222
1187 1210
1 184
920 924
1224
1 186
1201
114
1226
Проведена промывка скважины1 188
в инт. 1200-1210 м. Закачка метанола (15 м3) для осушки ПЗП. Отработка на факел 24 ч (dшт=24мм
1228
ГИС-К
ГИС-К (определение
места водопритока) 2001 г.
1 190
1230
1210
1 192
1209
1232
1 194
1187 1210
1234
932 937
1 196
КРС(промывка) 2000 г.
1205
114
1191 1196
277.72
1205 1206
0.54
1191 1196
102
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
88
1
2
1
5
4
1
1
4
1
1
2
4
1
2
1
5
Номер 
Краткое название 
Полное название 
Дата составления 
Заглавная строка 
Один
из документов
скважины
документа
документа
документа
документа
скважины
15352
2
2
6
6
7
1
1
4
2
1
1
1
4
17
17
3
1
4
4
1
Характеристика 
Рекомендации
Перечень 
Цифровые коды 
Параметры 
Примечания
(в данном 
элементовсостояния 
элементов
элементов
скважины
документе нет)
1
1
1
___________
№скв
№скв

25.

Информация:
В ячейках «Характеристика состояния скважины» (колонка 9) и
«Рекомендации» (колонка 10) записывается текстовая
информация, поэтому рекомендуется не превышать их объем
(254 символа), а также пользоваться общепринятыми
сокращениями – ЭК, ЦМ, НКТ, БНКТ, НПО и др.
Заполнение базы данных ГТМС обычно ведется специалистами
ООО «ТНГГ», тем не менее, другим пользователям следует
иметь представление о структуре исходной информации,
чтобы самостоятельно вносить исправления, либо заносить
в базу небольшие объемы информации
Авторы вначале пользовались специальным окном для ввода
информации в базу, затем отказались от его применения,
поскольку при больших объемах информации ручной ввод в
таблицы Excel оказался наиболее эффективным.
Ниже приведены список принятых в пакете «VGM» визуальных
элементов и система их кодирования (коды 1, 2, 3)

26.

Группа
Конструкция
скважины
Качество
сцепления
цемента
с колонной
Данные
ГИС-К
Элементы
Эксплуатац. кол.
Доп.колонна
Направление
Кондуктор
1 техколонна
2 техколонна
3 техколонна
Пробуренный забой
Фильтр
Конструкция НКТ
Газлифтные НКТ
Наличие воронки
Жесткое
Частичное
Плохое
Отсутствие
Остановка приборов
Интенсивный приток
Нормальный приток
Слабый приток
Отсутствие притока
Уровень в статике
Уровень в динамике
Уровень за колонной
Заколонный переток
Внутрикол. переток
Межпласт. переток
Закол.межпл. переток
Негермет. ЭК
Насыщение по РК
Дебит по расходомеру
Предмет на забое
Код Код Код
Инт от Инт до Параметры
1
2
3
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
1
1
1
1
1
1
1
2
3
4
4
4
1
2
3
4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
15
16
17
18
1
2
3
4
5
6
1
2
Н, м
Инт от Инт до
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Инт от Инт до
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
5*
Н, м
5*
Н, м
5*
Н, м
5* Инт от
5* Инт от
5* Инт от
5* Инт от
Инт от
3* Инт от
3* Инт от
1** Инт от
3*
3*
3*
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Ø, мм
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Инт до
Ø, мм
Полный
список
кодов для
обозначения
элементов
ГТМС
(начало)

27.

Группа
Элементы
Пакер
Стандартный
Негерметичный
Ретейнер
Негерметичный
Стандартный
Негерметичный
Инт. перфорации
Новая перфорация
Перфорация НКТ
Испытание КИИ
Текущий забой
Жидкость в стволе
Газа сепарации
Конденсата
Нефти
Воды
Жидкости
ФБР
Газоконденсат. смеси
Гидрофобизация
Водоизоляц. экран
Обработка (СКО)
Разглинизация
Промывка
Разбуривание
Цементный
мост
Интервал
перфорации
Дебит
Обработка
ПЗП
Углубление
забоя
ГРП
Отбор керна
Контакты
Текущий ГВК (ГНК)
Текущий ВНК
Код Код Код
Инт от Инт до Параметры
1
2
3
4
4
4
4
5
5
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
7
8
9
9
1
1
2
2
1
1
1
1
1
2
3
5
5
5
5
5
5
5
6
6
6
6
7
7
1
2
1
1
1
2
3
3*
1
2
3
4
5
6
7
2
3
4
5
1
2
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Н, м
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт от
Инт
Инт
Инт
Инт
до
до
до
до
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
Инт
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
до
Q/Øшт/Øшб
Q/Øшт/плотн.
Q/Øшт/плотн.
Q/Øшт/сод.Сl
Q/Øшт/плотн.
Q/Øшт/плотн.
Q/Øшт/Øшб
Примечание: * - код № 3 принимает значения от 1 до 6, цвет зависит от типа флюида
Примечание: ** - код № 3 принимает значения от 1 до 50 по таблице цветовой палитры
Полный
список
кодов для
обозначения
элементов
ГТМС
(окончание)

28.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.6 Просмотр и первичный анализ отдельных
документов по скважине
Информация:
Порядок действий при просмотре документов приведен выше
в разделе 3.2 «Демонстрационный пример работы с ГТМС»
Первичный анализ данных заключается в поиске и устранении
ошибок в базе путем визуального сопоставления основных
элементов модели скважины: текущего забоя, интервалов
перфорации, положения БНКТ, цементных мостов и др.
Для этого имеется возможность взаимного визуального
совмещения Документов (см. ниже)

29.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.7 Визуальное совмещение документов
по скважине
Информация:
В пакете «VGM» имеется возможность визуального
совмещения любого количества смежных и несмежных
Документов путем их выбора из списка указателем мыши
при нажатой клавише «Shift» (для выделения смежных
Документов) или «Ctrl» (для любых несмежных Документов)

30.

11
22
Вид элемента
элемента
Вид
3
3
Код Код
Код Код
Код Инт
Инт
Код
от
11
22
33
от
44
55
66
77
15352 11.03.88 Документ
11.03.88
11.03.88
11.03.88
11.03.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
12.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
0
Констр. ЭК
1
Иск. забой
6
Забой
1
Состояние
10
Документ
0
Перфорация 6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Констр. НКТ 1
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ 1
Перфорация 6
Пакер
4
Иск. забой
6
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ 1
Перфорация 6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Иск. забой
6
Обработка
6
Обработка
6
Промывка
6
Перфорация 6
Пакер
4
Констр. НКТ 1
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Остан. приборов3
Перфорация 6
Пакер
4
Констр. НКТ 1
Дебит расходом.3
Дебит расходом.3
Средний приток3
Слабый приток 3
1
2
2
1
2
1
5
4
1222
1211
1230
1
1
4
1
1
2
4
1
2
1
5
2
2
6
6
7
1
1
4
2
1
1
1
4
17
17
3
4
88
99
10
10
КонструкцияКонструкция скважины 1998 г.
168
1 140
15352
1180
1 142ЭК герметична
Скважина опрессована на 130 атм.
1182
Освоение Освоение 1998 г. 1 144
1184
1187 1210
ПКС-80/12
1 146
1186
1211
1 148
Qг=438.6; Dшб=30.2;
920 924
2ПД-ЯГ
1188
Qг=573; Dшб=19;
1 150
1187 1210 573/19
1190
1201
114
1 152 Qг=278(100%)
1192
Дебит газа при освоении составил 573 тыс.м3/сут на штуцере 19 мм.
1 154
1194
Отбивка забоя
Отбивка забоя 2000 г.
1 156
1201
114
1196
1 158
1187 1210
1198
920 924
1 160
1200
1211
1 162
Проведено шаблонирование НКТ и отбивка забоя на гл. 1211м
1202
1 164
ГДИ
ГДИ 2000 г.
1204
1 166
1201
114
Qг=1(0%)
1206
1187 1210
1 168
1208
1211
1 170
920 924
1210
1 172
1187 1210 438.6/30.2
1212
Дебит газа при ГДИ составил 438.6
1 174 тыс.м3/сут на диафрагме 19 мм.
1214
Промывка КРС(промывка) 2000
г.
1 176
1216
1200
1 178
1211
1218
1 180
1187 1197
метанол
1220
1204 1210
метанол
1 182
1222
1200 1211
1 184
1224
1187 1210
1 186
920 924
1226
1 188
1201
114
1228
Проведена промывка скважины1 190
в инт. 1200-1210 м. Закачка метанола (15 м3) для осушки ПЗП. Отработка на факел 24 ч (dшт=24мм, Р
1230
ГИС-К
ГИС-К (определение
места водопритока) 2001 г.
1 192
1232
1210
1 194
1209
1234
1 196
1187 1210
нажать
отпустить
Конструкция скважины 1998 г.
932 937
1205
114
нажать
отпустить
1191 1196
277.72
1205 1206
0.54
1191 1196
1205 1206
___________
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
Визуальное совмещение
документов
Инт
Инт
Параметры Комментарий
Комментарий
Параметры
до
до
114
102
Дата
Дата
168
№скв
№скв
1
4
4
1
Shift
1
1
1
1
Сtrl

31.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.8 Оперативное обновление модели
после изменений в базе данных
Информация:
Ниже приведен пример исправления ошибок в базе данных по
скв. 15352.
В базе данных по скв. 15352 указано, что при промывке
23.05.2000 г. текущий забой углублен до гл. 1218 м (на самом
деле - до гл. 1211 м). Кроме того, приведен неверный диаметр
НКТ – 102 мм (надо указать - 114 мм).

32.

Оперативное обновление модели
1
2
Вид элемента
3
Код Код Код Инт
1
2
3
от
4
5
6
7
Инт
Параметры Комментарий
до
8
15352 11.03.88 Документ
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
15352
11.03.88
11.03.88
11.03.88
11.03.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
08.04.88
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
12.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
14.05.00
12.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
23.05.00
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
04.04.01
0
Констр. ЭК
1
Иск. забой
6
Забой
1
Состояние
10
Документ
0
Перфорация
6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Констр. НКТ
1
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ
1
Перфорация
6
Пакер
4
Иск. забой
6
Состояние
10
Документ
0
Констр. НКТ
1
Перфорация
6
Иск. забой
6
Пакер
4
Дебит
6
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Иск. забой
6
Обработка
6
Обработка
6
Промывка
6
Перфорация
6
Пакер
4
Констр. НКТ
1
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
Остан. приборов3
Перфорация
6
Пакер
4
Констр. НКТ
1
1
2
2
1
2
1
5
4
1
4
1
1
2
4
1
2
1
5
2
2
6
6
7
1
1
4
2
1
1
1
4
1187
1211
920
1187
1201
1201
1187
920
1211
1
4
4
1
1201
1187
1211
920
1187
1200
11218
1218
1211
121
2
1187
1204
1200
1187
920
1201
1210
1209
1187
932
1205
10
КонструкцияКонструкция скважины 1998 г.
1 140
Изменение
168
1222
1211
1230
1
9
1 142
15352
114
102
Дата
1180
1182
1 144
Скважина опрессована на 130 атм. ЭК герметична
1 146
Освоение Освоение 1998 г.
1210
ПКС-80/12 1 148
1184
1186
1188
1 150
2ПД-ЯГ
924
1210 573/19
1190
1 152
1192
1 154
114
1 156
Дебит газа при освоении составил
573 тыс.м3/сут на штуцере 19 мм.
Отбивка забоя
Отбивка забоя1 158
2000 г.
114
1 160
1194
1196
1198
1200
1210
924
1 162
1202
1 164
Проведено шаблонирование
1 166НКТ и отбивка забоя на гл. 1211м
ГДИ
ГДИ 2000 г. 1 168
114
___________
№скв
1210
1204
1206
1208
1 170
Изменение
1210
1 172
924
1 174
1210 438.6/30.2
1 176
Дебит газа при ГДИ составил 438.6 тыс.м3/сут на диафрагме 19 мм.
1 178
Промывка КРС (промывка)
2000 г.
1212
1214
1216
1218
1 180
1220
1 182
метанол
метанол
1197
1210
11218
1218
1211
121
2
1210
924
1222
1 184
1224
1 186
1226
1 188
1228
1 190
1230
114
102
111
102
1 192
Проведена промывка скважины в инт. 1200-1210 м. Закачка метанола (15
1232м3) для осушки ПЗП. Отработка на факел 24 ч (dшт=
1 194
ГИС-К
ГИС-К (определение
места водопритока) 2001 г.
1234
1 196
1210
937
114
КРС (промывка) 2000 г.

33.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.9 Индивидуальное отключение элементов
Информация:
При большом объеме геолого-технологической информации в
одном документе, а также при визуальном сопоставлении
двух и более документов модель часто оказывается
перегруженной графическими элементами, что затрудняет
ее визуальное восприятие, в этом случае полезно
кратковременное отключение некоторых элементов

34.

1
2
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
15141
18.09.92
18.09.92
18.09.92
18.09.92
18.09.92
18.09.92
18.09.92
08.11.05
08.11.05
08.11.05
08.11.05
08.11.05
08.11.05
08.11.05
08.11.05
08.11.05
24.08.07
24.08.07
24.08.07
24.08.07
24.08.07
24.08.07
24.08.07
24.08.07
24.08.07
24.08.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
11.09.07
02.11.07
02.11.07
02.11.07
Вид элемента
3
Код Код Код Инт
1
2
3
от
4
5
Документ
0
Иск. забой
6
2
Разглинизация 6
6
Перфорация
6
1
Констр. НКТ
1
4
Пакер
4
1
Состояние
10
Документ
0
Остановка приборов
3
1
Иск. забой
6
2
Перфорация
6
1
Констр. НКТ
1
4
Пакер
4
1
Уровень в статике
3
6
Текущий ГВК 9
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
2
Иск. забой
6
2
Иск. забой
6
2
Промывка
6
7
Промывка
6
7
Перфорация
6
1
Констр. НКТ
1
4
Пакер
4
1
Состояние
10
Документ
0
Остановка приборов
3
1
Иск. забой
6
2
Констр. НКТ
1
4
Пакер
4
1
Перфорация
6
1
Перфорация
6
1
Уровень в статике
3
6
Уровень в динамике
3
7
Слабый приток 3
4
Слабый приток 3
4
Отсутствие притока
3
5
Состояние
10
Документ
0
Иск. забой
6
2
Водоизол. экран6
6
6
5
4
1
1
2
4
4
1
1
3
7
1283
1238
1238
1270
1031
1267
1269
1238
1270
1034
1097
1178
1250
1266
1277
1250
1266
1238
1270
1031
1276
1278
1273
1035
1238
1255
1265
1267
1238
1261
1267
1273
1268
Инт
Параметры Комментарий
до
8
9
10
КРС (интенсификация)
КРС (растепление, интенсификация) 1992 г.
15141
1272
1272
1035
1272
1038
1266
1277
1272
1035
1038
1272
1267
1261
1267
1272
1270
1 114
1 116
1225
1 118
101.6
1 120
1230
1 122
1 124
Скважина не работала с 01.1990
г. (заморожена). КРС: закачка фосфорного
1235
1 126
ГИС-К
ГИС-К (определение
места водопритока) 2005 г.
1 128
1240
1 130
1 132
1 134
1245
1 136
101.6
1 138
1250
1 140
1 142
1255
1 144
1 146
1260
1 148
С 02.2001 г. в продукции эпизодически
появлялась пластовая вода, М=9
г/л.
1 150
Промывка КРС (промывка песчаной пробки) 2007 г.
1265
1 152
102
Дата
1 154
1 156
1 158
1 160
1 162
1 164
1 166
1 168
101.6
1 170
1 172
Скважина остановилась из-за
1 174 обводнения 04.2007 г.
1 176 притока) 2007 г.
ГИС-К
ГИС-К (профиль
1 178
1 180
1 182
1 184
101.6
1 186
1 188
1 190
возможная ! 1 192
1 194
1 196
1 198
1 200
1 202
1 204
___________
№скв
Кратковременное
отключение элементов
комплексообразователя (НПУ "НГО"). Отработк
С 08.2005 г. М увеличилась до 17 г/л. ГИС-К: сква
1270
1275
1280
1285
КРС: отбит забой на
1290гл. 1250 печатью 59мм. Спуск БДТ до 1250м, промы
1295
1300
1305
1310
1315
1320
ГИС-К (опр. источника
водопритока)
2005
г. подтверждается данными расходомера. Суммарны
Предположительно, НКТ перфорированы
в интервале
1255-1266,6
м, что
КРС (водоизоляция
КРС(водоизоляция
1)
1 этап) 2007 г.

35.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.10 Работа с архивом исходной документации
Информация:
Архив исходной документации содержит полный список
первичных документов с результатами гидродинамических,
геофизических и гидрохимических исследований скважин,
акты выполненных работ по капитальному и подземному
ремонту скважин, справочную информацию и пр. документы

36.

Информация:
Информация в архиве может находиться в форматах любого
типа: Word, Excel, PowerPoint и др., содержать текстовые,
табличные и рисуночные документы (например, геофизические
планшеты, отражающие комплекс ГИС-контроля) и т.д.
Обычно наиболее часто в архиве представлены сканированные
копии актов выполненных работ за прошлые годы, имеющие
низкое качество изображения.
Чтобы включить документ А в архив, необходимо:
1) поместить документ А в папку с адресом
D:/Visual Geomodel/С-Уренгой Сеноман 7/Контроль/Документы
2) переименовать документ А, присвоив ему имя
ХХХХХ 2004.12.01 Водоизоляция,
где ХХХХХ – номер скважины,
2004.12.01 – дата утверждения документа,
Водоизоляция – тема документа
После этого при очередном вызове скважины ХХХХХ документ
появляется в списке в верхней части окна «Работа с архивом»

37.

№скв
Дата
Вид элемента
Код Код Код Инт
1
2
3
от
Инт
Параметры Комментарий
до
Вызов исходных документов
из архива, страница 12
8
7
6
5
4
3
ПФ Севергазгеофизика
1
2
3
4 Северо
5 середину
7интервала
8 перфорации
9
10
ПЛОЩАДЬ
-6Уренгойская
СКВАЖИНА
№
15141
Таблица
газодинамических
параметров
на
Площадь СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКАЯ
Выполненный
комплекс
исследований:
09-11.09.2007г
(гл.1250м).
ОАО
«ГАЗПРОМ»
СКВАЖИНА
№
15141
"Утверждаю"
15141
15141 Скважина
18.09.92 - Документ
0
КРС (интенсификация)
КРС (растепление, интенсификация) 1992 г.
№
Вид исследований
М-б
Интервал
Время записи
Рбуф
Рзтр
Кач-
___________
102
«ГАЗПРОМ
ГЕОФИЗИКА»
Дата исследований
10-11.09.07г
15141
Дата исследований:
09-11.09.2007г
15141
18.09.92 Иск.
забой
6
2иссл-я
п ПФ «СЕВЕРГАЗГЕОФИЗИКА»
зап.
ата10 ата
во
Скважинный
прибор
Дина-8К1283
N
1 114
Начальник
КИП
/
м-ла
Поведение
скв-ны
перед
регистр.КВД
Скв.работала
на
факел
(d-20мм)
15141
18.09.92
Разглинизация
6
6
5
1238
1272
Динамика
Афакел
К Л d-20мм)
Ю Ч Е Н И Е Статика
Российская
Федерация (работа
Я НАО З на
1 116
1225
Глубина
регистрации
КВД 1250.0 м
п 629300,
г15141
. Н о в ы й У р18.09.92
е н г о й , у л . П рПерфорация
омышлен на я,17
6
1238 5 1272
Конструкция
1 118
Средняя
пластовая
температура
-1 27.00
град.C
1
2 24-11-02
3
4 скважины:
6
7
9
тел., факс (3494)
Л.
Е. Силина
годИсполнитель
Рбуф
Qг,
Рбуф
Рзаб
Тзаб
1. тел.:Минсвязь
Остановка
приборов
отмечается
на
15141
18.09.92
Констр.
НКТТзаб
1глубине
4 1275.6м.________________
1270
101.6
1 120
24-10-90
Газсвязь
2-34-37
- Рзаб
А.Прозоров
1230
E-mail:
[email protected]
ата
ата на глубине
К
т.м3/сут
ата
ата
К
═══════════════════════════════════════════════════════════════════════════
2. Башмак
НКТ
отбивается
1 122
45.83
09-10.09.07г
15141
18.09.92
Пакер
4 1273.4м.
1
1031
1035
Скважина
остановлена
2007
32.03
42.43
300.05 1035-1038.4.6м.
77.9
45.83 герметичен.
49.73
299.92
ИСХОДНЫЕ
РЕЗУЛЬТАТЫ
ИЗМЕРЕНИЙ
3.
Пакер
контролируется
в
интервале
Пакер
1 124
1 ═══════════════════════════════════════════════════════════════════════════
ЛМ 18.09.92 Состояние
1:200
Хор
15141
10 900-1275.6
Скважина не работала
с 01.1990
г. (заморожена). КРС: закачка фосфорного
комплексообразователя (НПУ "НГО"). Отработк
1235
4.
перфорации 1238-1272м
перекрыт
НКТ. Возможно НКТ проперфорированы
вХор
1 126
2 Интервал
РК(НГК NГК)
900-1275.0
Точка
ВремяДокумент
регистрации1:200
КВД
Продолжительность
Давление
15141
08.11.05
0
ГИС-К
ГИС-К
(определение
места водопритока) 2005 г.
интервале
1255-1266.6м, что подтверждается
данными
расходомера.
1 128
3 Термометрия
1:500
18-900 скважины(с)
Хор
с
мин
час
простоя
(МПа)
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1240
5. ═══════════════════════════════════════════════════════════════════════════
Уровень
жидкости
в стволе
работающей
отмечается на глубине 1266.6м, в
Техническое
состояние
скважины:
1 130
1:2003
900-1275.6
15141
08.11.05
Остановка
приборов
1 скважины
1267
по результатам
исследований
статическом
режиме
- на0глубинепромыслово-геофизических
1265.0м.
4 Манометрия
влагометрия,
1:200
900-1275.6
Хор
1 132
1
0
0
30.0
4.137
15141
08.11.05
Иск. забой(газодинамический
6
2
1269
шумометрия,
термоанемометрия
каротаж)
5.Плотность
флюида,
заполняющего
ствол
скважины
на режимах
исследования,
1 134
1245
2
0положение
1
60.0
4.239 представлена
Текущее
ГВК0 по
наблюдательной
скважине
№15040
(16.05.06), в
15141
6
1 120.0 1238 1272 4.372
3 08.11.05
0 Перфорация
2
0
1 136
таблице:
расположенной
вблизи
данной
скважины,
отмечается
на
абсолютных
отметках
-1159.932.03
10.09.07г
4
0
3
0
180.0
4.431
15141 08.11.05 Констр. НКТ
1
4
1270
101.6
1 138
1250
5
0
4 «ГАЗПРОМ
240.0
4.463
Скважина
остановлена
работает
на факел(dш-20мм)
Скважина
работает
на 0
Заказчик
ООО
1 140
15141
08.11.05
Пакер
4СЕВЕРПОДЗЕМРЕМОНТ»
1 Скважина
1034
1038
1178.3м,
что в0Ф
исследуемой
скважине
№15141
соответствуют
относительным
отметкам
6
5
0
300.0
4.483
факел(dш-20
мм)
1 142
интенсификации
и ремонта
скважин (Уренгойское
УИРС)
7 08.11.05
0Управление
6
0
360.0
4.503
1255
15141
Уровень
в статике
3 в620-900
4 1097
1 144
Искусственный
забой
исследуемой
- 4.517
на глубине
1283м
51274.4-1295.0м.
Термометрия
Интервал,
м 0Северо-Уренгойское
Плотность
г/см3
Интервал,
Плотность
г/см3
Месторождение
8
7
01:500
420.0 м скважине
15141
08.11.05
Текущий
ГВК
9
1178
1:200
900-1275.6
Хор
1 146
9 №
015141 а 8н/н
0
480.0перфорации (гл.1272м)
4.530
Скважина
УКПГ-15С
900.0-1265.0
0.03граница
900.0-1265.0
0.12соответствует
нижняя
1260
6(абс.отм.-1167.56м),
Манометрия
влагометрия,
900-1275.6
Хор
1 148
15141
08.11.05
Состояние
10 интервала
С4.540
02.2001
г. в продукции
эпизодически
появлялась пластовая вода, М=9
г/л. С 08.2005 г. М увеличилась до 17 г/л. ГИС-К: сква
10
0 работ
9: 09-11.09.2007г
01:200
540.0
Время
проведения
1265.0-1273.6
0.95 0
1265.0-1266.6
0.24
шумометрия,
термоанемометрия
11
0
10
600.0
4.549
1 150
абсолютной
отметке
-1157.78м,
что 0на 2м ивыше
верхней границы
ГВК.
Таким образом,
15141
24.08.07
Документ
Промывка
КРС
(промывка
песчаной
пробки)
2007
г.
Цель
исследования:
уточнение
конструкции
тех.состояния
скважины,
определение
71273.6-1275.6
Расходометрия
900-1275.0
Хор
12
0
11
660.0
4.557
1265
1 152
1.00 01:200
1266.6-1273.6
0.90
интервалов
поступления
15141
забой связано
6 с работой
2 720.0обводнившейся
1250
13 24.08.07
0 Иск.
12воды.
0
4.566
поступление
воды
в скважину
части
скважины через
1 154
1273.6-1275.6
1.0
10-11.09.07г
14
0 Иск.
13забой
0
4.574
№ Скважина
Конструкция
и заполнение
По данным
Уточненные
при
остановлена
в
15141
24.08.07
6Ед 2 780.0
1266
1 156
1270
15
0
14
0
840.0
4.581
перфорационные
отверстия.
АКЦ
от 10.06.87г ниже
глубины 1027м
п/пнижние
скважины
изм.Запись
Заявки
исследовании
20ч30м
1 158
15141
24.08.07
Иск.
забой
6
2
1277
16
0
15
0
900.0
4.589
18 КВД
Работающие
интервалы
.
Направление:
диаметр
мм
12ч40м
1250.0
Хор
1 160
отсутствует.
17 24.08.07
0 Промывка
16
0
4.596
1275
15141
6 900-1275.6
7 960.0
1крайне
1250
1266работа
По данным
термометрии
и1:200
шумометрии
перфорированной
глубина
спуска
м слабая
9 Терометрия
ч/з 0.5 часа
Хор
1 162
18
0
17
0
1020.0
4.601
2газонасыщенной
2451266 1277
толщи
отмечается
с
глубины
1238.0м.
Кондуктор:
диаметр
мм
15141
24.08.07
Промывка
6
7
1
19
0
18
0
1080.0
4.607
1 164
549.16 ГИС нарушений целостности
1280
глубина
спуска
результатам
выполненного
20 По
0 Перфорация
19
0
1140.0 1238
1 166
15141
24.08.07
6м 1комплекса
1272 4.612
3 Работающие
Техколонна:0 диаметр
мм
Характеристика
21
20
0
1200.0
4.617
1 168
15141
24.08.07
Констр.
НКТ
1
4
1270
101.6
э/колонны
и
заколонного
флюида
выше верхних перфорационных
отверстий
глубины
спуска
м
22
0
21 движения
0
1260.0
4.622
интервалы
(м)
1285
1 170
Исследования
выполнил:
А.Прозоров.
23
0 Пакер
22
0 крайне
4.626 ГИС41238-1260.6
1681031 газом;
Эксп.колонна:диаметр
15141
24.08.07
4мм слабо
1 1320.0
1035по данным
Перекрыт
НКТ,
работающий
1 172
не выявлено.
(начальник
партии)
24
0
23
0 песчаником
1380.0
4.629
1315.97 и повышенными
глубина
спуска
бурения
сложен
со средними
ФЕС иостановилась из-за
15141
24.08.07
Состояние
10м
Скважина
гл. 1250 печатью 59мм. Спуск БДТ до 1250м, промы
1 174 обводнения 04.2007 г. КРС: отбит забой на
1290
25
24
0
1440.0
4.634
5
1316
Пробуреный0забой
м
глинами.
1 176 притока) 2007 г.
26
0
25
0
1500.0
4.637
15141
11.09.07
Документ
0
ГИС-К
ГИС-К (профиль
61260.6-1267.0
1283
Искусственный
забой
м
Перекрыт
НКТ,
слабо
работающий
газом,
сложен
песчаником
1 178
26
0
30
0
4.649
1295
15141
11.09.07
приборов
1 1800.0
1276.
7
1275.6
Остановка
приборов
м
преимущественно
27
0 Остановка
40
0 с3повышенными
2400.0 ФЕС.
4.667
1 180
8
0.216
Диаметр
скважины
под
м
28 11.09.07
0 Иск.
50забой
0 практически
4.679
15141
6
2 3000.0
1278 газом , представлен
1267.0-1272.0
Перекрыт
НКТ,
неработающий
1 182
1300
эксплуатационную
колонну
29
0
0
коллекторами
и повышенными
1 184
15141
11.09.07
Констр.
НКТ11со средними
1
4 3600.0
1273 ФЕС. 4.690
101.6
30
0
30
5400.0
4.722
9
1238-1272
Пласт, интервал
перфорации
м-м
1 186
15141
4мм 1 7200.0101.61035 1038 4.751
31
0 Пакер
0
2
10 Слабый
НКТ:11.09.07
диаметр
1305
приток
в0скважину3по данным
механического расходомера4.776
отмечается из
1 188
32 11.09.07
0 газа
1273.4
1273.4
глубина
спуска
15141
Перфорация
6мчерез
110800.0
1238 1272
интервала
1255-1266.6м,
простреленного
НКТ.
1 190
33
0
0
4
14400.0
4.791
11
1034.6-1038.4
1035.0-1038.4
Место
установки
пакера
: 0поступающего
Белая
Л.И.
15141
11.09.07
Перфорация
6вмскважину,
118000.0
2составляет
1255 77.9тыс.м3/сут.
1267 4.803
возможная ! 1 192
Суммарный
дебит
34 Интерпретатор
0 газа,
5
1310
12 35
Газ, вода
Заполнение 0НКТ (характер)
0
6
21600.0
4.811
1 194
15141
11.09.07
Уровень
в
статике
3
6
4
1265
13 Пластовое
Конденсат
Заполнение 0затр.пространства
36
7
4.817
давление,0 расчитанное
по 25200.0
КВД для глубины 1250.0м,
за 12ч40мин не
1 196
15141
11.09.07
Уровень
в динамике
3
728800.0
4 составляет
1267
14
37
0 Максимально
0
8
4.823
Уровень
жидкости
в колонне
1315
1 198
довосстановилось
замеренное
давление
49.41 ата.
1266.6
38 11.09.07
0 Слабый
0
9
в работающей
скважине
15141
приток
3м 432400.0
1 1238 1261 4.827
1 200
1265.0
39 скважина
0 остановлена
0
10
36000.0
4.830
15141
11.09.07
приток
3м 439600.0
1 1261 1267 4.834
1 202
1320
0 Слабый
0
11
15 40
1265-1266.6
Разгазированная
жидкость
1 204
41 11.09.07
0 Отсутствие
0
12
43200.0 1267 1272
4.836
15141
притока
3
5
(интервалы)
м-м
ГИС-К (профиль
притока)
2007 г. м, что подтверждается данными расходомера. Суммарны
42
0
40
12
45600.0
4.838
15141
11.09.07
Состояние
10
Предположительно,
НКТ перфорированы
в интервале
1255-1266,6
════════════════════════════════════════════════════════════════
15141 02.11.07 Документ
0
КРС (водоизоляция
КРС(водоизоляция
1)
1 этап) 2007 г.
15141 02.11.07 Иск. забой
6
2
1273
15141 02.11.07 Водоизол. экран6
6
3 1268 1270

38.

Информация:
Вызов любого документа из списка производится путем выбора
указателем имени документа (см. предыдущий пример)
Архив первичных документов в целом по месторождению может
содержать тысячи файлов с десятками тысяч страниц
документации.
Примененный выше способ организации архива прост и
эффективен, с его помощью можно быстро получить нужную
информацию по любой скважине, дополняющую и
конкретизирующую цифровую визуальную модель
Доступ к архивной информации по конкретной скважине возможен
и при отсутствии по ней цифровой визуальной модели (ГТМС)
Создание архива первичных документов обычно предшествует
формированию ГТМС, что позволяет использовать все
достоинства гибкого и оперативного доступа к первичной
информации при формировании базы ГТМС

39.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.11 Проведение запросно-поисковых
операций с ГТМС
ГТМС в целом по месторождению концентрируют наиболее
важную с точки зрения эксплуатации скважин информацию,
но рассредоточенную в огромном количестве элементарных
моделей скважин, что затрудняет ее анализ и обобщение
Для решения этой проблемы служит быстродействующая
запросно-поисковая система, обеспечивающая направленный
и организованный доступ к данным в соответствии с теми
или иными выбранными критериями

40.

Поиск информации в базе
а) по элементам
76
1502
77
137
429
133
15355
15351
15352
15350
15353
15282
15283
15281
15284
15285
15362
15364
15365
15361
15363
15373
15371
15372
1537515374
409
65
415 15274
15275
15272
15273
15213
15211
131
15212
15215
15216
15214
15141
15143
15142
15146
15145
15144
15082
15084
15085
455
15081
15083
446
15041
15040
15042
15044
15045
15043
434 109515236
15233
15235
15232
15231
15234
15163
15160
15162
15165
15166
15161
15164
424
90
15103
15101
15102
15105
15106
15104
435
15061
15062
15064
15065
15063
15131
15130
15132
15134
15133
15135
1111
15332
15331
15333
15381
15382
15384
15385
15383
414
15391
15390
15392
15394
15395
15393
15343
15341
15342
15345
15346
15344
430
1N
1023
1501
15241
15240
15244
15242
15243
15245
15246
43P
15124
15126
15125
15122
15121
15123
42
1031
1P
418
406
447
15402
15412
15321
15322
15323
445
448
1055
15263
15261
15262
15265
15264
15266
453
15312
15311
15313
92
404
139

41.

Информация:
Приведен пример поиска скважин, в которых наряду с другими
мероприятиями проводилась гидрофобизация пласта
Результат поиска выводится на схему расположения скважин,
где скважины, удовлетворяющие условиям поиска, помечены
метками в виде желтого кружка более крупного размера, чем
стандартная меока скважины.
Аналогичным образом может проводиться поиск по любым
другим визуальным элементам ГТМС, описанным выше в
разделах 3.3 и 3.5

42.

Поиск информации в базе
б) по дате проведения
в) по пластам
г) по активным или пассивным элементам
Могут быть заданы дополнительные критерии поиска:
временной интервал и (или) приуроченность элементов к
определенному продуктивному пласту
В этом случае в окне «Поиск в архиве» необходимо
активизировать соответствующие метки «Включить» и
задать необходимые критерии
Кроме того, возможно выбрать активные (выше «головы»
ЦМ) или пассивные (ниже «головы» ЦМ) элементы по
отношению к современному положению цементного моста.
Активные элементы в той или иной степени характеризуют
современное состояние скважины, а пассивные – прошлое
состояние (изолированные интервалы)
Визуализация этих операций не приводится

43.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.12 Просмотр результатов поиска
Информация:
Эффективность ГТМС определяется не только возможностями
запросно-поисковой системы, но и решением весьма важных
последующих задач:
- оперативностью и удобством просмотра результатов поиска,
- проведением более глубокого их анализа в среде комплекса «VGM»,
- представлением в виде таблиц на электронных и бумажных
носителях (таблиц к отчетам) и доступа к ним из других
программных средств

44.

Результаты поиска :
а) карта месторождения с расположением скважин,
удовлетворяющих запросу (приведена в разделе 3.1.6,а)
б) таблица «Результаты поиска»

45.

Информация:
Карта с результатами поиска строится всегда, причем
независимо от состояния активности окна «Схема скважин» и
может быть визуализирована по мере надобности
Таблица «Результаты поиска» выводится в том случае, если в
окне «Поиск в архиве» задан режим «Вывести таблицу»
Таблица «Результаты поиска» содержит:
а) критерии поиска (в шапке окна),
б) список скважин, удовлетворяющих запросу,
в) даты документов, содержащих искомые элементы,
г) параметры искомых элементов (глубина от и до),
д) конструкция скважины (данные по Э/К, НКТ, забою,
е) краткое описание процессов и техсостояния скважины
Путем нажатия клавиши «Сохранить» можно переписать
результаты поиска в таблицу формата Excel. Таким образом
можно генерировать и архивировать неограниченное количество
таблиц, характеризующих прошлое и современное состояние
скважин в целом по месторождению

46.

Информация:
Просмотр результатов поиска возможен в двух вариантах:
а) путем активизации ГТМС интересующих скважин из
числа помеченных непосредственно на карте месторождения.
Этот способ активизации скважин описан в разделе 4.1, часть 1
Руководства (путем двойного щелчка по метке скважины и
последующего нажатия кнопки
в окне «Диаграмма» )
б) последовательным (или выборочным) просмотром ГТМС
скважин путем двойного щелчка указателем в любом месте
строки с нужной скважиной в таблице «Результаты поиска», что
сопровождается автоматическим вызовом на экран конкретного
документа ГТМС. В нижней части окна «Результаты поиска» при
этом выводится текстовый комментарий к интересующему
документу

47.

Просмотр
результатов
поиска
15164
89
168
1,095
1,100
1230
1,105
1240
1,110
1,115
1250
1,120
1,125
1260
1,130
1270
___________
1,135
1,140
1280
1,145
1,150
1290
1,155
1300
1,160
1,165
1310
1,170
1,175
1320
1,180
1,185
КРС (обработка ПЗП) 2003 г.

48.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.13 Вывод данных по истории разработки
Информация:
ГТМС при необходимости сопровождается автоматическим
выводом графиков, иллюстрирующих динамику изменения во
времени основных рабочих параметров скважины:
- отборов газа, конденсата, нефти или воды,
- текущих пластовых и устьевых давлений,
- минерализации проб воды,
- величины газового фактора и др.

49.

Здесь приведен пример вызова графика параметров
работы скважины 15164 непосредственно из меню окна
«Графики». Однако этот способ используется редко,
поскольку график обычно выводится автоматически
после активизации любой скважины

50.

Основные
типы
графиков
для анализа
работы
сеноманских
скважин

51.

Информация:
При работе с окном «Графики» возможны следующие операции:
- масштабирование,
- зуммирование (увеличение, уменьшение),
- копирование в буфер памяти,
- регулировка оси дат и двух осей параметров,
- отображение одновременно не более двух параметров,
- выбор левого и правого параметров из списка,
- отображение значений в точках, выбранных указателем
- регулировка палитры, видов точек и типа линий и др.

52.

Руководство
по использованию программы
«VGM»
3.13 Построение карт текущих пластовых давлений
Информация:
Методика построения карт текущих пластовых давлений будет
приведена в части 2 настоящего Руководства (Работа с окном
«Схема скважин»)

53.

Назначение ГТМС
Охват всей истории работы скважин
Непрерывность воспроизведения и анализ причинно-
следственных связей в изменении характеристик скважин
Анализ причин обводнения скважин
Анализ технического состояния скважин
Подготовка рекомендаций по водоизоляции
Подготовка рекомендаций по интенсификации притоков
Функция электронного справочника по скважинам месторождения

54.

Планируемые к выпуску разделы
Часть 2 Работа с окном «Схема скважин»
2.1 Обзор элементов окна «Схема скважин»
2.2 Масштабирование окна «Схема скважин»
2.3 Способы картирования на Схеме скважин
2.4 Работа с системами профилей на Схеме
Часть 4 Дополнительные функции
4.1 Обоснование межфлюидных контактов
4.2 Работа с испытаниями скважин
4.3 Построение геологических разрезов
4.4 Введение структурных поправок
4.6 Импорт и экспорт данных
4.7 Расчет стат. характеристик ФЕС и толщин
4.5 Двухмерное моделирование
4.8 Оценка запасов нефти и газа
Часть 5 Специальные настройки
5.1 Настройка кривых каротажа
5.2 Цветовые палитры
5.3 Использование разных версий данных
5.4 Ранжирование фонда скважин
5.5 Работа с таблицами данных
Часть 6 Детальная корреляция продуктивных пластов
6.1 Палеоседиментационный метод исследований
6.2 Корреляция сеноманских отложений
6.3 Корреляция неокомских отложений
6.4 Корреляция ачимовских отложений
… и др.