Промыслово-геологическое изучение залежи

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки РФ

Федеральное агентство по образованию

Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Кафедра промысловой геологии

Курсовой проект по теме:

«Промыслово-геологическое изучение залежи»

Выполнил:

студент группы ГР-10-2

Муртазин Д.З.

Проверил:

доц. Антипова Ю.А.

Москва 2014 г.

Введение

Цель данного курсового проекта заключается в составлении и анализе статической промыслово-геологической модели залежи изучаемого месторождения.

Решаемая задача: создать геологическую основу для подсчета запасов углеводородов и предварительного обоснования основных технологических решений по системе разработки залежи на изучаемом месторождении. Для решения поставленной задачи в данной работе используется программа «AutoCorr». С помощью нее осуществляются детальная корреляция и геологическое моделирование залежи.

Курсовое проектирование выполняется на основе материала собранного в ходе I производственной практики, которая проходила в г. Новый Уренгой в ООО Газмром Добыча Надым». В результате чего были собраны данные по месторождению Медвежье.

Данные по рассматриваемому месторождению включают в себя:

- каротаж по скважинам в формате LAS- файлов;

- схема расположения скважин в формате LST-файла;

- инклинометрия по скважинам;

- технологическая схема разработки месторождения;

скважина углеводород геологический

1. Общие сведения о месторождении

Медвежье газоконденсатное месторождение располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазносной провинции, в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Ближайшим населенным пунктом является п. Ныда (50 км), Салехард удален к востоку от Медвежьего месторождения на 340 км. Медвежье месторождение приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям, осложняющим структуру субмеридионального Медвежьего вала. Открыто в 1967, разрабатывается с 1972 года. Добычу осуществляет ООО Газпром Добыча Надым. Продуктивные пласты сложены песчаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 5-37%, проницаемость 100-4500 мД. Глубина верхней залежи 1060 м, нижней -- 3075 м. Эффективная мощность пластов 10-92 м. Начальное пластовое давление в нижних залежах немного превышает гидростатическое. Состав газа (%): CH4 88,3-98,2; С2Н6 + высшие 0,47-9,1; CO2 0,26-2,12. Плотность по воздуху 0,564-0,634. Промышленные запасы газа установлены в верхней части отложений тапчинской свиты. Сеноманские породы вскрыты на глубинах 1050-1300 м, и имеют мощность 270-300 м. Покрышкой для сеноманской залежи служат морские глинистые отложения турон-датского возраста (кузнецовская - талицкая свиты) мощностью около 600 м. Залежь пластово-массивная, приурочена к верхней части сеноманских отложений. На всей площади Медвежьего месторождения газовая залежь подстилается подошвенной пластовой водой. ГВК находится на отметке -2245 м в южной части месторождения и -2378 м в северной части. Протяженность залежи составляет 120 км, высота - 114 м. Мощность продуктивных горизонтов составляет 24-113 м.

Орогидрографическая характеристика района

Климат района. Климат континентальный, достаточно суровый. В зимнее время преобладают массы континентального воздуха умеренных широт. В теплое время года формируется область пониженного давления, куда чаще поступают влажные массивы воздуха с Северной Атлантики. Основные осадки приносятся с запада, главным образом, в июле-августе. Их годовая сумма составляет 400-500 мм.

Зима (октябрь-апрель) суровая, с пасмурной, часто переменчивой погодой. Средняя температура января -20ч-250С, относительная влажность воздуха 80-85%. Часты снегопады, изредка - кратковременные метели. Снежный покров образуется во второй половине октября, его толщина достигает 40-65 см. Промерзание почвы начинается в конце октября и достигает своего максимума в апреле, при этом глубина промерзания на открытых участках достигает 1,8 м, минимальная 0,5-0,8 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Весна прохладная, с резкими колебаниями температуры воздуха, с непродолжительными моросящими дождями. Интенсивное таяние снега начинается с середины мая, полностью снег сходит к концу месяца. В первых числах июня часты ночные заморозки.

Лето сравнительно теплое, преобладающая дневная температура 20-230С, ночная 15-170С. Первая половина лета сухая с небольшим количеством осадков, вторая - избыточно влажная, при вторжении холодных арктических масс возможны заморозки.

Осень холодная, в сентябре температура воздуха меняется в течение суток от -50С до +100С. В октябре температура воздуха становится отрицательной, к середине месяца устанавливается снежный покров. Ветры в течение года преимущественно западные и юго-западные, летом преобладают северные ветры. Средняя скорость ветра 2-3 м/сек. Наиболее сильные ветры (до 15 м/сек) характерны для зимы.

Растительность представлена сосново-бруснично-зеленомошными и кедрово-сосново-лишайниковыми лесами в сочетании с сосновыми кустарничково-сфагновыми олиготрофными болотами, а также на богатых гумусом почвах березово-сосновыми и елово-березовыми лесами..

Животный мир района разнообразен. Встречаются бурые медведи, лоси, олени, волки, лисицы, соболь, горностай, белка, выдра, зайцы и другие животные. В летнее время много водоплавающей птицы.

Сопутствующие полезные ископаемые

Территория района представляет собой низменно-аккумулятивную равнину. Основные элементы рельефа - широкие, плоские долины, заболоченные. Между ними располагаются участки с песчаным грунтом, покрытые смешанным лесом, с преобладанием хвойных пород. В геологическом строении площади принимают участие водно-ледниковые отложения четвертичного периода, представленные аллювиальными образованиями песка, грубообломочного материала, суглинками различной консистенции.

В рассматриваемом районе имеются также запасы торфа. Запасы гравия, песка используются в процессе обустройства месторождения, при строительстве автодорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве

2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Меловая система (K). Разрез мелового комплекса, залегающего на верхнеюрских породах, представлен практически всеми входящими в его состав подразделениями.

Осадки верхнего мела (K2) представлены преимущественно глинами. Глины темно-серые и серые с зеленоватым оттенком, песчано-алевритистые, плотные, слюдистые, участками известковистые с остатками раковин и фауны. Выделяется Апт-альб-сеноманский ярус, который представлен покурской свитой, сложенной неравномерным переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Песчаники серые, светло-серые, мелко-зернистые, иногда глинистые, слабо сцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Общая толщина 350-400м.

Отложения нижнего мела (K1) представлены, берриасский и валанжинский ярусами. Они характеризуют крупную регрессивную фазу развития осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Готерив-барремский ярус сложен глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Вартовская (киялинская) свита, завершающая этап регрессивного формирования нижнемелового бассейна осадконакопления, сложена прибрежно-морскими осадками, представленными песчаниками и алевролитами, часто переслаивающимися с глинами.

Танопчинская подсвита углисто-глинистой пачкой пород (“угольным” пластом УГ1 ) разделяется на надугольную и подугольную пачки.

В надугольной, преимущественно, трансгрессивной пачке верхневасюганской подсвиты выделяются песчаные пласты ТП-22, ТП-21. На исследуемой территории толщины песчаных пластов надугольной пачки колеблются в диапазоне от 1 до 11 м.

В разрезе подугольной регрессивной пачки, как правило, выделяются два песчаных пласта ТП-14 и ТП-15, имеющих широкое распространение и сформированных, преимущественно, покровными песками различных фаций мелкого моря. Толщины песчаных пластов меняются от 1 до 20 м.

Тюменская свита (НВП) сложена, в основном, косослоистыми аргиллитами, толщиной от 10 до 20 м и завершает келловейскую трансгрессию. Она является межрезервуарной покрышкой, разделяющей пласты-коллекторы Вг-7 и Вг-8.

Породы мезозойского платформенного чехла залегают на доюрских образованиях с крупным тектоническим несогласием.

Палеозойский фундамент. Породы фундамента, вскрытые скважинами №№ 1, 2, 18 на глубинах 2425-2720 м, представлены темно-зелеными диабазами. Вскрытая толщина фундамента до 170м. В кровле диабазы разрыхлены и представляют кору выветривания, толщина которой 14-27 м.

3. Характеристика продуктивных пластов

При пересчёте запасов по состоянию на 01.01.2005 г. выделено 3 подсчетных объекта: пласты ТП-21, ТП-22 в отложениях танопчинской свиты и пласт Вг-7 в отложениях тюменской свиты.

В пределах каждого продуктивного горизонта в разрезе каждой скважины выделяется то или иное количество проницаемых интервалов и проплатков, суммарная толщина которых и определяет общую эффективную толщину продуктивных пластов. При этом, коллекторские границы продуктивных пластов (объектов подсчета) могут отличаться от геологических (стратиграфических) в зависимости от закономерностей распределения проницаемых интервалов по разрезу.

В разрезе некоторых скважин месторождения в глинистых пачках (перемычках), разделяющих продуктивные ТП-21, ТП-22 и Вг-7, также выделяются отдельные проницаемые пропластки и линзы песчаников. При пересчете запасов углеводородов проницаемым пропласткам, находящимся в глинистой перемычке между пластами ТП-21 и ТП-22 и присвоен индекс ТП-22-0 и они условно отнесены к пласту ТП-22. Все выделенные залежи являются пластово-сводовыми. При существенной лито-фациальной и фильтрационно-емкостной неоднородности пластов по латерали, наличие тектонических экранов, контролирующих положение газо-водяных контактов, в пределах залежей не обнаружено.

4. Тектоническое строение месторождения

Малобалыкский лицензионный участок расположен в центральной части Малобалыкского куполовидного поднятия (КП). Последнее на западе, юго-западе граничит с Шеркалинским, а на востоке и юго-востоке - с Южно-Бобровским мегапрогибами. На север-северо-востоке четко вырисовывается Бобровский мегапрогиб. На юге КП переходит в Яхлинскую мегаседловину.

В пределах Малобалыкского куполовидного поднятия фиксируется несколько локальных структур: Малобалыкская Песчаная, Западно-Вандмторская, Овальная, Аркановская, Западно-Пугровская, Восточно-Пугровская и др.

Из всех перечисленных и других поднятий, с которыми связаны выявленные нефтяные месторождения, только Малобалыкская структура имеет юг-юго-запад-северо-восточное простирание, аналогично простиранию Малобалыкского куполовидного поднятия.

В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие два структурных этажа: доюрское основание и ортоплатформенный чехол. Сведения о строении и о составе пород доюрского основания получены по результатам анализа керна, данным ГИС, интерпретации временных разрезов и данным гравиразведки.

Доюрское основание в современном структурном плане представляет собой расчлененную эрозионно-тектоническую поверхность, разбитую многочисленными разноориентированными разрывными нарушениями с амплитудами преимущественно до 50 м. Абсолютные отметки доюрского основания изменяются от -2320 м до -2560 м.

Кора выветривания, перекрывающая доюрское основание, образует с ним единый сейсмологический комплекс.

По доюрскому основанию в пределах Малобалыкского лицензионного участка выделяются локальные структуры Западно-Малобалыкско, Малобалыкско, расположенные цепочкой, вытянутой с юго-запада на северо-восток. По центру участка на северо-западе ЛУ выделяется восточная часть и склон Нартюганской структуры, южнее ЛУ Западно-Вандмторская структура.

Несмотря на то, что ортоплатформенный чехол на поверхности доюрского основания выполнял отрицательные формы палеорельефа последнего, формируя аккумулятивные тела различной морфологии и различного генезиса, структурный план в целом сохранялся по вышезалегающим горизонтам, терригенные осадки в русловых и других фациях образовали узкие, чаще линейно вытянутые тела резервуаров-коллекторов, получивших первоначально название шеркалинской пачки тюменской свиты.

К концу ранней юры территория представляла собой денудационно-аккумулятивную равнину с отдельными останцами.

В целом по участку структурный план развивался унаcледованно.

Скопление углеводородов на месторождении контролируется присутствием замкнутых и полузамкнутых структурных элементов и литологическим фактором.

5. Геологоразведочные работы

Первые поисково-разведочные скважины на территории Малобалыкского лицензионного участка были пробурены в 1987 году по результатам с/п 39-40/60-61.

Это скважины 159П и 169Р Каремпостойской площади, обе скважины оказались непродуктивными.

В 1989-90 г.г. по отражающему горизонту «Б» СП 101, 101' было выявлено и подготовлено к поисковому бурению Малобалыкское локальное поднятие.

Объектом поисков являлись юрские отложения васюганской, тюменской и шеркалинской свит.

Поисково-разведочные работы на собственно Малобалыкской площади начаты в 1995 году с началом бурения поисковой скважины 35 и осуществлялись в два этапа, что показано в таблице 3.2.1.

На первом этапе было пробурено 8 поисково-разведочных скважин. В качестве структурной основы для постановки бурения послужила структурная карта по отражающему горизонту Б в масштабе 1:50000, полученная в результате обработки и интерпретации материалов сп 100, 101/89-90.

Сроки выполнения этапов поисково-разведочных работ и полученные результаты

Этап	Период	Количество пробуренных скважин	Полученные результаты
I - поисково-разведочный	1995-1998 г.г.	8 (35П, 28П, 33П, 25ОЦ, 29ОЦ, 24ОЦ, 26ОЦ, 34ОЦ)	Выявлены продуктивные пласты и залежи нефти, определено положение ВНК и получены данные для определения подсчетных параметров, подсчитаны и поставлены на баланс запасы нефти по категориям С1 и С2
II - доразведка месторождения. Совмещен с эксплуатационным разбуриванием и этапом пробной эксплуатации.	2001 - настоящее время	3 разведочные (40, 43, 51); 20 эксплуатационных	Уточнены границы ранее выявленных залежей нефти, получены новые данные для уточнения подсчетных параметров. В результате пробной эксплуатации получены данные о добывных возможностях продуктивных пластов и необходимые сведения для составления техсхемы.

Скважины закладывались в сводовых частях куполов, осложняющих наиболее приподнятую часть Малобалыкскоой структуры, и их склонах. Расстояние между скважинами изменяется от 1,2 до 7,3 км. Бурение осуществлялось согласно годовым планам ГРР Березовской НГРЭ. Первой проектировалась скв.35, последующие скважины проектировались в соответствии с результатами предыдущих скважин.

Сведения о сроках бурения поисково-разведочных скважин

Время бурения, год	№ скважины (площадь)	Категория скважины	Метраж, м
1987	159 (карем.)	поисковая	2540
1987	169 (карем.)	разведочная	2572
1995	35	поисковая	2537
1996	25	оценочная	2445
1997	28	поисковая	2550
1997	29	оценочная	2500
1997	26	оценочная	2480
1997	33	поисковая	2471
1998	24	оценочная	2484
1998	34	оценочная	2417
2001	51	разведочная	2768
2002	40	поисковая	2539
2003	43	разведочная	2500
Всего	13 скважин		32803
В т.ч.	5 8	поисковых оценочные + разведочные	12637 20166

В целом по месторождению общий метраж поисково-разведочного бурения оставил 32803 м, в том числе поискового - 12637 м, разведочного - 20166 м.

Эффективность поисково-разведочного бурения оставила 69,2% (из 13 скважин 9 являются продуктивными). В результате поисково-разведочных работ на месторождении установлено 6 продуктивных пластов (Ю10, Ю9, Ю5, Ю4, Ю2-3, Ю1), из которых 3 (Ю10, Ю4, Ю2-3) имеют промышленную ценность.

Данные об отборе и выносе керна

Керн на Малобалыкском месторождении отобран в 11 поисковых и разведочных скважинах и 3-х эксплуатационных. Первичное описание керна приведено в текстовом приложении по 7 поисковым и разведочным (24,26,29,34,35,40,43) и эксплуатационным (208, 209, 216) скважинам.

Отбор керна производился керноотборными снарядами «Недра» и «Кембрий»

Суммарная проходка с отбором керна по всему разрезу по 14 скважинам составила 1249,8 м, вынос керна 829,84 м или 65,99%, из них по поисково-разведочным скважинам проходка составила 1111,8 м, вынос керна - 734,39 м или 59,69% от проходки, по эксплуатационным скважинам проходка - 138 м, а вынос керна 95,45 м или 72,29%.

Общий вынос керна из продуктивных пластов Ю2-3 - Ю10 составляет 313,23 м, т.е. 70,8% от общей проходки, в том числе из проницаемой части вынесено 147,83 м, из нефтенасыщенной части разреза 40,9 м.

Объемы геологоразведочных работ

Анализируя итоги геологоразведочных работ, можно сделать следующие выводы.

1. Структурная основа, на которой велись буровые работы, достаточно надежна, в тоже время эффективность поисково-разведочного бурения оценивается как удовлетворительная - 69,2%, что обусловлено сложным геологическим строением.

2. На месторождении нефтеносными являются юрские отложения, в разрезе которых установлено 6 продуктивных пластов, из которых пласты Ю2-3, Ю4 и Ю10 являются основными.

3. Объем геологического материала, полученного в результате исследований, достаточен для определения геологического строения продуктивных горизонтов месторождения и определения содержащихся в них запасов нефти по промышленным категориям.

4. Результаты опробования разведочных скважин с учетом пуска в эксплуатацию добывающих скважин позволяют в целом оценить добывные возможности продуктивных пластов.

5. Объем выноса керна в комплексе промыслово-геофизических исследований позволили достаточно обоснованно изучить физико-литологические свойства коллекторов по основным залежам месторождения.

К недостаткам геологоразведочных работ мы относим:

1. Неравномерную изученность бурением, следствием чего южная часть месторождения требует доразведки.

2. Малое количество поинтервальных опробований пластов.

3. Недостаточное количество поверхностных, пластовых проб нефтей.

6. Геофизические исследования скважин (ГИС)

Комплекс промыслово-геофизических исследований скважин

Малобалыкского месторождения

Комплекс ГИС в скважинах поисково-разведочного назначения на данном месторождении выполнялся, в основном, в соответствии с действовавшей до 2001 года “Технической инструкцией по проведению геофизических исследований в скважинах” Характеристика типового комплекса ГИС, применяемого для условий Западной Сибири и использованного, в частности, для изучения скважин Малобалыкского месторождения, приведена в таблице:

Вид исследования, метод	Масштаб глубин
Стандартный каротаж (ПС, ГЗ3 - АО-2,25 и ПЗ)	1:500
ПС (потенциалы собственной поляризации скважин)	1:200
Боковое каротажное зондирование (БКЗ), 5-ю градиент зондами стандартных размеров и ОГЗ3 - ОА2,25.	1:200
Резистивиметрия	1:200
Индукционный каротаж (ИК)	1:200, 1:500
Боковой каротаж (БК)	1:200
Микробоковой каротаж (МБК)	1:200
Микрозондирование (МКЗ)	1:200
Кавернометрия (ДС)	1:200, 1:500
Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК)	1:200, 1:500
ГГК-П (гамма-гамма плотностной каротаж)	1:200
Акустический каротаж (АК)	1:200
Профилеметрия, микрокавернометрия (МКВ)	1:200
Инклинометрия,
Термометрия (ОЦК)	1:200, 1:500
Акустическая цементометрия (АКЦ)	1:200, 1:500
Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ) -*)	1:200

В приведенной таблице отражено, что в разведочных скважинах предусматривалось выполнение двух видов комплекса.

А. Комплекс ГИС для общих исследований геологических разрезов по всему столу в масштабе 1:500, включающий:

стандартный каротаж (ПС, КС двумя-тремя зондами);

кавернометрию (ДС), профилеметрию;

индукционный каротаж (ИК);

радиоактивный каротаж (ГК, НКТ или НГК);

акустический каротаж (АК);

инклинометрию;

ОЦК;

АКЦ.

Б. Комплекс ГИС для детальных исследований геологических разрезов в интервале продуктивных пластов в масштабе глубин 1:200:

метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС);

боковое каротажное зондирование (БКЗ);

резистивиметрия;

индукционный каротаж (ИК);

боковой каротаж (БК);

боковой микрокаротаж (БМК);

микрокаротаж (МК);

радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК, ГГКп);

акустический каротаж (АК);

микрокавернометрия (МДС);

кавернометрия (ДС), профилеметрия;

термометрия.

В эксплуатационных скважинах также выделяют два комплекса ГИС, предназначенных, соответственно, для общих исследований и для детальных исследований. Комплексы ГИС для общих исследований в эксплуатационных и поисково-разведочных скважинах идентичны. Комплекс ГИС, предназначенный для детальных исследований эксплуатационных скважин, включает следующие методы:

метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС);

боковое каротажное зондирование (БКЗ);

индукционный каротаж (ИК);

боковой каротаж (БК);

боковой микрокаротаж (МБК);

микрокаротаж (МК) 1);

кавернометрия (ДС), профилеметрия;

гамма-каротаж (ГК);

нейтронный каротаж (НКТ, НГК);

акустический каротаж (АК);

гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГК-П) 1);

термометрия;

инклинометрия.

Всего в пределах Малобалыкского месторождения пробурено и исследовано 10 скважин поисково-разведочного назначения и 27 эксплуатационных скважин.

На основании имеющихся материалов можно представить следующую характеристику применяемых для изучения открытого ствола скважин методов ГИС.

Стандартный каротаж. Согласно указанным инструкциям, он должен проводиться по всему разрезу скважины: от забоя скважины до башмака технической колонны. Представление его обеспечивается в масштабе глубин 1:500 и включает записи стандартным подошвенным А2,0М0,5N и кровельным N0,5М2,0А градиент-зондами, а также потенциал-зондом (N6.0M0.5A) с записью кривой ПС и каверномера. Масштаб записи кривых кажущегося сопротивления 2,5 Омм/см, кривой ПС - 12,5 мВ.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ). Комплекс БКЗ проведен в интервале детальных исследований, традиционно он обеспечивается пятью подошвенными градиент-зондами следующих размеров АО=0,45 м, АО=1,05 м, АО=2,25 м, АО=4,25 м, АО=8,5 м. Одновременно с кривыми КС токовым электродом «А» этих зондов записывается кривая ПС. Кривая КС кровельного зонда обычно регистрируется при проведении стандартного каротажа (т.е. в масштабе глубин 1:500). Запись БКЗ выполнена в масштабе глубин 1:200. Стандартный: масштаб записи кривых КС 2,5 Омм/см, масштаб записи кривой ПС - 12,5 мВ/см.

Микрозондирование (МКЗ). Микрозондирование проведено в интервале детальных исследований (т.е. в интервале БКЗ) и включает запись кривых КС с помощью микроградиент зонда А0,025М0,025N и микропотенциал зонда А0,05М. Масштаб записи кривых 2,5 Омм/см.

Боковой каротаж (БК). Метод БК также проведен в интервале записи БКЗ. Масштаб глубин 1:200; скорость записи около 2500 м/ч. Масштаб записи кривых 2,5 Омм/см и логарифмический с модулем шкалы 42 мм.

Боковой микрокаротаж (БМК) и микрокавернометрия (МКВ). Замеры проведены в интервале записи БКЗ почти во всех скважинах.

Индукционный каротаж (ИК) выполнен в интервал записи БЗК (совпадает или перекрывает его). Масштаб глубин 1:200, масштаб записи - 20 мСим/см.

Резистивиметрия проведена в интервале БКЗ. Записи выполнены в масштабе глубин 1:200, масштаб записи удельного сопротивления раствора составил 1 Омм.

Радиоактивный каротаж (НКТ или МНК, ГК). Замеры радиоактивного каротажа (РК) также предусматривались во всех скважинах. Записи РК выполнялись в масштабах глубин 1:200 и 1:500, размер зонда НКТ - 60 см, источник излучения плутониево-бериллиевый (Pu+Be), мощностью 5-12,9 *106 n/c. Постоянная времени интегрирующей ячейки - 3-6 секунд. Для регистрации ГК применялись индикаторы - кристаллы NaJ (40-80 мм), активированные таллием; для регистрации нейтронов применялись счетчики ЛДНМ-1. Масштаб записи кривых ГК составлял 0,5-1 мкР/час/см, а кривых НКТ - 0,1-0,5 усл.ед./см.

Акустический каротаж (АК). масштаб записи интервального времени - Т равен 20 мкс/м/см. Масштаб записи амплитуды УЗК А1 и А2 принят 0,5 В/см, для коэффициента = lg А2/А1 затухания он равен 2,5 дцб/см. Скорость записи АК составила 1200-1600 м/ч.

Волновой акустический каротаж (ВАК). Запись выполнена в четырех скважинах в колонне зондами "большой" И20,4И13,4П и "малой" длины И20,4И12,4П. Скорость записи ВАК составила 400-900 м/ч.

Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ). Запись выполнена в четырех скважинах; применялась аппаратура ВИКИЗ пятью изопараметрическими зондами размеров: 0,5, 0,7, 1,0, 1,4 и 2,0м. Скорость записи не выше 2000 м/ч, шаг квантования 0,2м. Диапазон визуализации угла сдвига фаз 0-25.

Кавернометрия (Кав). Замеры кавернометрии предполагаются во всех скважинах. Масштаб записи 2см/см.

Профилеметрия, проводились с помощью приборов типа СКП, технические параметры регистрации такие же, как для метода кавернометрии.

Инклинометрия. Измерения проведены с помощью приборов типа ИШ-4 и КИТ, с шагом 25 м по всему стволу скважины.

Термометрия (ОЦК). Замеры термометрии проведены с помощью электротермометров типа ТЭГ-36, К-2 и Т-5 в режиме ОЦК - определения высоты подъема цементного камня. Масштаб записи 0,5 град./см, скорость записи около 2000 м/ч.

Акустическая цементометрия (АКЦ). Замеры АКЦ выполнены в интервалах цементажа обсадных колонн, осуществлялись они с помощью аппаратуры типа АКЦ-1(4) и СПАК-2. Скорость регистрации 1000-1800 м/ч, масштаб записи амплитудных кривых - 12,5 усл.ед./см и записи кривых интервального времени -50мск/м.

Прострелочно-взрывные работы проведены с помощью кумулятивных перфораторов типа ПКС-105с, ПРК-42с и других. Контроль интервалов перфорации обеспечивался с помощью прибора АККИС-36 (одновременно обеспечивалась запись ГК, локатора муфт и термометра).

7. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по керну

Характеристика ФЕС коллекторов продуктивных пластов в данном отчете приведена как по результатам исследования керна, так и по результатам комплексной интерпретаций кривых ГИС. Были использованы все накопленные к настоящему времени результаты петрофизических исследований керна рассматриваемых отложений Малобалыкского месторождения.

Вновь отметим, что близость литолого-физических характеристик пород-коллекторов пластов Ю2-9 тюменской свиты, описанная выше, позволяет рассматривать данные по этим пластам без разделения их на отдельные объекты.

Статистические выборки для определения средних величин ФЕС коллекторов выделенных залежей по керну могут рассматриваться как представительные для залежей в пластах Ю2-3, Ю4 и Ю10. В целом, как считают авторы, объем исследований ФЕС коллекторов на керне достаточен для оценки их статистических параметров, но недостаточен для изучения особенностей их изменения по отдельным пластам (Ю5 в тюменской свите) на локальных поднятиях (залежах в пласте Ю10).

Пласт Ю2-3 освещен отбором керна в одиннадцати скважинах. Общая толщина пласта в этих скважинах изменяется от 26,6 до 47,0 м, эффективная - от 0 до 23,4 м и эффективная нефтенасыщенная (продуктивная) - от 5,6 до 17,2 м.

Определения коэффициента пористости (открытой) пород пласта Ю2-3 выполнены по 235 образцам. Среднее значение Кп по эффективной толщине пласта составило - 15,8%, по нефтенасыщенной части оно оказалось равным 15,18%, а по водонасыщенной - 16,1%. Нефтенасыщенная часть представлена определениями пористости только в 3-х скважинах, количество определений - 40 (таблица 3.3.5.). Плотность исследований вынесенного керна относительно не велика и в среднем составляет 1,49 образца на метр керна.

Измерения фильтрационных свойств коллекторов (абсолютной проницаемости их) выполнены по 118 образцам, представляющим керн из 9 скважин. Нефтенасыщенная часть пласта представлена определениями Кпр на 19 образцах. Среднее значение Кпр коллекторов пласта Ю2-3 составило 11,7*10-3 мкм2, для нефтенасыщеных коллекторов оно составило 12,8 *10-3 мкм2. Водонасыщенная часть пласта представлена определениями Кпр по 29 образцами, среднее значение проницаемости её составило 8,62 *10-3 мкм2 (таблица 3.3.5. и 7.1).

Из этого следует, что коллекторы, слагающие пласт Ю2-3, по классификации А.А. Ханина относятся в основном к четвертому- пятому классам по проницаемости.

Определения остаточной водонасыщенности (водоудерживающей способности) коллекторов выполнены на коллекции из 45 образцов, представляющих коллекторы, из них 19 образцов представляют нефтеносную частью пласта.

Пласт Ю4 освещен керном, отобранным в шести скважинах. Общая толщина пласта в этих скважинах изменяется от 10,0 до 23,4 м, эффективная - от 2,4 до 17,8 м и эффективная нефтенасыщенная - 9,2 м. (в скв.25) .

Определения коэффициента пористости (открытой) пород пласта Ю4 выполнены по 114 образцам, из которых 8 образцов представляют нефтенасыщенную часть и 51 - водонасыщенную. Среднее значение Кп нефтенасыщенных коллекторов составило 17,7. Плотность исследований вынесенного керна в среднем составляет 2 образца на метр керна.

Определения фильтрационных свойств коллекторов (Кпр) выполнены по 72 образцам (представляющим 2 скважины). Из них только 6 исследованных образцов относятся к нефтенасыщенной части пласта. Среднее значение Кпр по эффективной нефтенасыщенной части пласта Ю4 составило 9,06*10-3 мкм2 (таблица 7.1), т.е. в среднем это соответствует пятому классу коллекторов по классификации А.А. Ханина.

Исследования водоудерживающей способности коллекторов выполнены на коллекции из 46 образцов (отобранных из 3-х скважин). Среднее значение водоудерживающей способности нефтенасыщенных коллекторов составило 44,3%.

Пласт Ю10. Отбор керна выполнен в 7-ми скважинах. Общая толщина пласта в этих скважинах изменяется от 12,0 до 43,2 м, эффективная толщина - от 4,2 до 28,1 м и эффективная продуктивная - от 1 до 13,8 м.

Объем исследований коэффициента пористости пород пласта Ю10 достаточно большой, определения выполнены на коллекции из 150 образцов. Среднее значение Кп по эффективной нефтенасыщенной части составляет 15,4 %. Плотность исследования отобранного керна составляет 2 образца на метр.

Определения фильтрационных свойств коллекторов (Кпр) выполнены по 74 образцам (представляющим шесть скважин). Из них 22 исследованных образца относятся к нефтенасыщенной части пласта. Среднее значение Кпр по эффективной нефтенасыщенной части пласта Ю10 составило 4,45*10-3 мкм2, т.е. в среднем это соответствует пятому классу коллекторов по классификации А.А. Ханина.

Исследования водоудерживающей способности коллекторов выполнены на коллекции из 24 образцов (отобранных из 3-х скважин). Почти все они (22 образца) представляют нефтенасыщенную часть пласта. Среднее значение водоудерживающей способности нефтенасыщенных коллекторов составило 57,1 %. Плотность исследования отобранного керна по пласту составляет 2 образца на метр.

Таким образом, приведенная физико-литологическая характеристика пород-коллекторов продуктивных отложений дает представление о ФЕС продуктивных коллекторов и свидетельствует о достаточной их изученности.

8. Свойства и состав нефти и растворенного газа

В пределах Малобалыкского месторождения физико-химические свойства нефтей и растворенного газа изучались по результатам лабораторных исследований поверхностных и глубинных проб нефти и газа. Исследование проб нефти и газа осуществлялись в лаборатории ООО «Сибгеоцентр» и ОАО «СибНИИНП» (г. Тюмень).

Пласт Ю2-3

По результатам исследования 2 поверхностных проб плотность нефти составляет 866 кг/м3, кинематическая вязкость при 200С 15,43-16,68 мм2*с, при 500С 6,02-6,42 мм2*с, содержание серы изменяется в пределах 0,57-0,59 %, парафина 2,89-4,09%, смол силикагелевых 4,61-4,77%, асфальтенов 3,48-3,76%, молярная масса в среднем равна 225,50 г/моль.

По результатам исследования 2 глубинных проб нефтей однократного разгазирования плотность пластовой нефти составляет 786-812 кг/м3, сепарированной нефти 866 кг/м3, газосодержание 28,5-57,3 м3/ м3, величина объемного коэффициента изменяется от 1,103 до 1,169, вязкость в пластовых условиях 2,18-3,01 МПа*с, давление насыщения 7,5-13,7 МПа.

По результатам ступенчатой сепарации плотность сепаративной нефти составляет 862-863 кг/м3, газосодержание 25,6-53,3 м3/ м3, величина объемного коэффициента изменяется от 1,091 до 1,152.

Растворенный газ по глубинным пробам метановый. Содержание метана изменяется от 70,94 до 82,97%, этана от 2,80-5,64%, пропана 2,94-6,69%, бутанов 3,85-6,29%, пентанов 2,9-2,44%, гексан + высшие 1,56-1,73%. Сероводород и углекислый газ не обнаружены. Относительная плотность газа в стандартных условиях составляет 0,920-1,038 кг/м3.

Таким образом, нефть пласта Ю2-3 тяжелая, сернистая, парафинистая, смолистая.

Относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов. Нефть недонасыщена газом, давление насыщения ниже пластового на 10,2 МПа. Растворенный газ обогащён тяжелыми фракциями углеводородов.

9. Пласт Ю10

По результатам исследования 3 поверхностных проб плотность нефти составляет 818 - 820 кг/м3, кинематическая вязкость при 200С 8,38 - 14,25 мм2*с, при 500С 2,48 - 2,86 мм2*с, содержание серы изменяется в пределах 0,13 - 0,14%, парафина 9,29 - 9,44%, смол силикагелевых 2,28 - 2,53%, асфальтенов 0,55 - 0,94%, молярная масса в среднем равна 177,5 г/моль.

По результатам исследования 3 глубинных проб нефти однократного разгазирования плотность пластовой нефти составляет 715 - 736 кг/м3, сепарированной нефти 818 - 820 кг/м3, газосодержание 59,8 - 73,4 м3/м3, величина объемного коэффициента изменяется от 1,202 до 1,263, вязкость в пластовых условиях 1,32 - 2,82 МПа*с, давление насыщения 11,0 МПа.

По результатам ступенчатой сепарации плотность сепарированной нефти составляет 811 - 814 кг/м3, газосодержание 52,8 - 59,8 м3/м3, величина объемного коэффициента изменяется от 1,173 до 1,181.

Растворенный газ по глубинным пробам метановый. Содержание метана изменяется от 69,81 до 71,73%, этана 3,63 - 5,37%, пропана 6,58 - 8,16%, бутанов 7,90 - 9,48%, пентанов 2,75 - 3,02%, гексан + высшие 1,64 - 1,78%. Сероводород и углекислый газ не обнаружены. Относительная плотность газа в стандартных условиях составляет 1,078 - 1,093кг/м3.

Таким образом, нефть пласта Ю10 легкая, малосернистая, высокопарафинистая, смолистая. Относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов. Нефть недонасыщена газом, давление насыщения ниже пластового на 12,0 МПа. Растворенный газ обогащен тяжелыми фракциями углеводородов.

Систематизируя изменения физико-химических свойств месторождения по разрезу можно отметить, что нефти продуктивных пластов Сергинского месторождения с преобладанием тяжелых фракций в пласте Ю2-3 и с преобладанием легких фракций в пласте Ю10. Наиболее легкие нефти пласта Ю10 имеют плотность - 819 кг/м3, а пласта Ю2-3 - 866 кг/м3. По содержанию серы, нефти пласта Ю2-3 сернистые 0,58%, а пласта Ю10 малосернистые 0,13%.

Нефть пласта Ю2-3 парафинистая 3,49%, а пласта Ю10 высокопарафинистая 9,37%. С глубиной нефти становятся более легкими, менее сернистыми, более парафинистыми.

Установлено, что результаты экспериментальных исследований позволяют определить основные характеристики нефтей, однако, проследить закономерности их изменения по площади залежей к настоящему времени из-за ограниченного количества проб весьма затруднительно.

Вместе с тем авторы считают, что для залежей Сергинского месторождения изменения физических свойств являются типичными. Во всех случаях с уменьшением глубин залегания пластов Pпл и T в залежах снижаются.

Таким образом, по Сергинскому месторождению степень изученности нефтей можно признать удовлетворительными только по пластам Ю2-3 и Ю10, остальные пласты Ю1, Ю4, Ю5, Ю9 пробами нефти не охарактеризованы.

Исходя из этого параметры для подсчета запасов нефти и растворенного газа Сергинского месторождения по пластам Ю2-3 и Ю10 приняты по результатам исследованных проб нефтей, по пластам Ю1, Ю4, Ю5 по аналогии с пластом Ю2-3, по пласту Ю9 по аналогии с пластом Ю10.

Малобалыкско месторождение

Параметры пластовых нефтей, принятые для подсчета запасов

Наименование	Пласты
Параметры	Ю1, Ю2-3, Ю4, Ю5	Ю9, Ю10
1	2	3
Пластовое давление, Рпл, МПа	20,8	23,8
Пластовая температура, Т0С	82	85
Давление насыщения, Рнас, МПа	10,6	11,0
Газосодержание, G, м3/т	45,7	69,6
Газовый фактор, Ф, м3/м3	39,4	56,5
Объемный коэффициент, b	1,122	1,181
Плотность нефти, с, т/м3	863	812
Вязкость нефти в пластовых условиях, µ, мПа•с	2,6	1,8
Пересчетный коэффициент, и	0,891	0,847
Компоненты попутного газа, %
Этан	0,27	0,26
Пропан	1,17	1,99
Бутан	3,08	5,75
Содержание серы, %	0,58	0,14

В дальнейшем для уточнения свойств нефтей месторождения Малобалыкское целесообразно предусмотреть отбор и исследования глубинных и поверхностных проб с целью уточнения параметров флюидов и газа, анализа их изменений по площади и по разрезу.

10. Описание геологической модели

В ходе промыслово-геологического моделирования с использованием программы «AutoCorr» с использованием полученной в ходе практики информации по пласту Ю2-3 Малобалыкского месторождения была проведена детальная корреляция в 12 скважинах, определен характер насыщения пород коллектров, определена отметка ВНК, постороена карта кровли, подошвы, эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин. Ниже приводится описание созданной модели.

При создании схемы детальной корреляции, для выделения границ пластов были использованы методы ПС, ИК, БК, ГК.

Для выделения коллекторов и определения характера насыщения был использован параметр насыщения Sat.

После построения схемы детальной корреляции было принято решение, что в пласте Ю2-3 выделяется только чисто нефтяная зона и отметка ВНК принята на глубине -2213.3 метров.

Карта по кровле Ю2-3

Карта по построена по данным скважинных исследований для 12 скважин. Наивысшая отметка кровли наблюдается в скв210 и равна 2162,5 метров, наинизшая отметка наблюдается в скв28 и равна 2187,2 метров. Таким образом, диапазон глубин залегания кровли равен 24,7 метров.

Положительные элементы по кровле выделяются в центральной и юго-западной части и занимает почти половину рассматриваемой территории. Представляет собой протяженное поднятие осложненное двумя куполовидными структурами в центральной и северной части и впадиной в северо-западной части.

Карта эффективных толщин Ю2-3

Карта построена по данным скважинных исследований для 12 скважин.

Значения максимальных эффективных толщин наблюдаются в северной и южной части территории и равны в скважинах:

Скв202 = 16.6 метров

Скв208 = 16.4 метров

Скв219 = 13.4 метров

К западу наблюдается закономерное уменьшение эффективных толщин вплоть до 0. В центральной и западной части территории значения стабильны и колеблются в пределах 8-12 метров в разных скважинах.

Карта эффективных толщин Ю2-3

Карта эффективных нефтенасыщенных толщин соответсвует карте эффективных толщин. В пласте Ю2-3 выделяется только чисто нефтяная зона. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина наблюдается в северной и южной части территории в скважинах, которые можно признать наиболее удачными с точки зрения продуктивности:

Скв202 = 16.4 метров

Скв208 = 14.4 метров

Скв219 = 12.2 метров

В соответствии с картой эффективных толщин к западу происходит закономерное уменьшение величины эффективных н/н толщин, а центральной и восточной части наблюдается стабильные величины в диапазоне 7-11 метров в разных скважинах.

Заключение

В ходе данной курсовой работы была проделана работа по анализу и обработке информации по Малобалыкскому месторождению, полученной в ходе первой производственной практики в г.Нефтеюганск ООО «РН-Юганскнефтегаз». В программе «AutoCorr» по данным исследования 12-ти скважин была построена статическая модель пласта Ю2-3, которая является геологической основой для подсчета запасов углеводородов и предварительного обоснования основных технологических решений по системе разработки залежи на изучаемом месторождении.

Размещено на Allbest.ru