В песчано-глинистых
разрезах встречаются малопористые непроницаемые пласты сцементированных
песчаников и плотных карбонатных пород, которые часто не отличаются от
проницаемых песчаных пластов по диаграммам естественных потенциалов и
гамма-метода.
Для выделения карбонатных
коллекторов высокой пористости используют диаграммы гамма-метода, с помощью
которых выявляют интервалы неглинистых пород, и диаграммы микрозондов,
нейтронного либо акустического методов, по которым среди неглинистых
карбонатных пород находят пористые и проницаемые породы.
Значительно более сложным
является выделение глинистых и особенно трещиноватых коллекторов. Наличие таких
коллекторов в разрезе скважины устанавливают путем сопоставления и
количественного анализа данных различных геофизических методов. В гамма-методе
изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений
интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважин [27]. Радиоактивность
осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов –
урана, тория, актиния, продуктов их распада, а также изотопа калия К40.
Определение литологического состава пород по диаграммам гамма-метода основано
на различии в естественной радиоактивности пород. Среди осадочных пород
наиболее радиоактивными являются глины и калийные соли. Поэтому на диаграммах
максимальные показания (отклонения кривой вправо) соответствует глинам и
калийным слоям, минимальные (отклонения кривой влево) – пескам, песчаникам,
карбонатным породам и гидрогеохимическим осадкам, не содержащим калийных солей.
Глинистые пески, песчаники, известняки характеризуются промежуточными
показаниями, величины которых тем больше, чем выше содержание глин в породе
[27]. Результаты измерений нейтронными методами в основном определяются
водородосодержанием пород. Чем больше последнее, тем меньшими показаниями
отмечаются породы на диаграммах нейтронных методов.
Среди горных пород в
наибольшем количестве водород находится в глинистых породах (глинах,
аргиллитах, мергелях), содержащих значительное количество как поровой, так и
химически связанной воды. Поэтому глинистые осадки отмечаются минимальными
показаниями на диаграммах нейтронных методов [28].
Плотные породы
(малопористые известняки и доломиты, ангидриты, плотные сцементированные
песчаники), содержащие мало воды вследствие низкой пористости этих пород,
отмечаются максимальными показаниями на диаграммах нейтронных методов.
Промежуточные показания
наблюдаются против песков, песчаников, алевролитов, пористых разностей
карбонатных пород [30].
Содержание водорода в
нефти и воде примерно одинаково. Поэтому нефтеносные и водоносные пласты с
одинаковым литологическим составом и пористостью не различаются по данным
нейтронных методов.
Боковой метод является
разновидностью метода сопротивлений. Он применяется при изучении карбонатных
разрезов в скважинах с минерализованными буровыми растворами, т.к. в этих
условиях на величину кажущегося сопротивления, измеренного обычным зондом,
большое влияние оказывает скважина [35].
В данной дипломной работе
интерпретация кривых ГИС и расчет подсчетных параметров пласта производится
самостоятельно, на примере Дубровского месторождения елецкого горизонта
скважины 7s2.
Основная методика
обработки ГИС основана на применении петрофизических зависимостей – известных
комплексных палеток для определения суммарного водородосодержания и
глинистости, построенных в свое время тематическими партиями треста "Западнефтегеофизика"
и ПО "Белоруснефть" по результатам 2144 определений полной
пористости, выполненных на образцах керна для месторождений Припятского
прогиба. Однако, учитывая такую разнородность информации, возникла
необходимость в применении различных методик интерпретации ГИС для определения
различных подсчётных параметров [37].
Глинистость не
используется непосредственно для подсчета запасов нефти. Но без знания
глинистости невозможно правильно рассчитать пористость и нефтенасыщенность
коллекторов. Основным методом определения глинистости в продуктивных
карбонатных породах Припятского прогиба является ГК. Многочисленными исследованиями
показано существование достаточно тесной линейной зависимости показаний ГК от
глинистости для пород Припятского прогиба[38].
Глинистость определялась
по данным радиометрии (ГН, НГК) и акустического каротажа. В основу метода
положено наличие корреляционных связей между суммарным водородосодержанием (W)
карбонатных пород-коллекторов и показаниями геофизических методов.
Глинистость пород
продуктивных отложений Дубровского месторождения определена по данным
радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического
каротажа (Т). Снимаем значения Ij на диаграмме
ГК. Затем, по палетке для определения объемной глинистости определяем Сгл. [40].
Коэффициент
глинистости (Кгл) определяется по формуле:
Кгл.=Сгл.*0,42
(1),
где
0,42 – поправка за глинистость, вводимая с учетом принятого значения
водородосодержания в глинистой фракции.
Сгл.
- содержание глинистости.
Пористость пород
продуктивных межсолевых отложений Дубровского месторождения определена по
данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов
акустического каротажа (Т).
На
диаграмме НГК снимаем значения I(nj), затем, по
палетке для определения коэффициента полной пористости для диаметра скважины Dc=0,14см,
находим этот коэффициент[42].
Открытая пористость
продуктивных пластов (Ко.п) по данным ГИС рассчитывается по формуле:
Ко.п=Кп.п-Кгл.
(2)
Коэффициент
нефтенасыщенности пород-коллекторов продуктивных отложений елецкого горизонта
Дубровского месторождения определяется по коэффициентам увеличения
сопротивления и балансу пористости. Рассчитывается относительное сопротивление
(Р). С диаграммы БК снимаем показания сопротивления Sп (Ом*м). После
этого высчитываются две поправки: поправка за диаметр скважины (для Dc=0,14, поправка=1,15)
и поправка за пластовую воду Sв=0,03, где 0,03 – удельный вес
пластовой воды по Припятской впадине.
Р=Sп*поправка за Dс/Sв (3)
Зная
значения относительного сопротивления Р и коэффициента открытой пористости
Ко.п., по графику оценки нефтенасыщенности, определяем коэффициент
водонасыщенности пород (Кв).
Коэффициент
нефтенасыщенности (Кн) определяется по формуле:
Кн
= 1-Кв (4),
где
1- 100% - постоянная.
Кн
измеряется в %. По организации УПГР считается, что ниже 50 % - вода; выше 50 %
- нефть [10].
7.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
Исходя
из вышеизложенного материала, по данным ГИС на примере скважины 7s2 Дубровского
месторождения рассмотрим методику определения коэффициентов пористости,
глинистости, водо- и нефтенасыщенности.
Для
этого берем пласт мощностью 1,20 м., кровля 2963,8 м , подошва 2965,0 м.
Сначала, напротив рассматриваемого пласта с диаграммы НГК I(nj) и акустического
каротажа (T) снимаем показания. На диаграмме НГК среднее значение I(nj)=2,58 ст. ед.,
а на диаграмме АК ∆T=190 мксек/м [43].
Затем,
по палетке для определения коэффициента полной пористости Кп.п для диаметра
скважины Dc=0,14 м, находим этот коэффициент: Кп.п=14,2.
Теперь,
снимаем значения Ij на диаграмме ГК. Ij=1,6 ст.ед.
Затем, по палетке для определения объемной глинистости определяем содержание глинистости
Сгл. и рассчитываем коэффициент глинистости (Кгл.) по формуле (1):
Кгл.=33,6*0,42=14,14
Далее
по формуле (2) находим коэффициент открытой пористости пласта:
Ко.п=14,2-14,14=0,06
Теперь,
с диаграммы БК снимаем показания Sп=70 Ом*м. После этого высчитываем 2
поправки: поправка за диаметр скважины (для Dc=0,14, поправка=1,15
) и поправка за пластовую воду Sв=0,03.
Зная
Sп можно высчитать относительное сопротивление Р, по формуле (3):
Р=70*1,15/0,03=2700.
Затем,
зная значения относительного сопротивления Р и коэффициента открытой пористости
Ко.п по графику оценки нефтенасыщенности определяем коэффициент
водонасыщенности Кв. пород:
Кв.=43%.
После
этого, подставляя коэффициент водонасыщенности в выражение (4) находим
коэффициент нефтенасыщенности:
Кн.=100-43=57%.
Таким
образом, из приведенных выше расчетов коэффициентов пористости, глинистости,
водо- и нефтенасыщенности по данным ГИС, можно с уверенностью сказать, что
исследуемый интервал относится к нефтенасыщенному пласту-коллектору, литологически
сложенному из известняка [43].
По этой же
методике рассчитаны остальные пласты-коллекторы Дубровского месторождения
скважины 7s2 в интервале от 2928,2 м до 2973 м. В результате
проведенной обработки данных выделено 8 пластов-коллекторов. Породы-коллекторы представлены
известняками пористо-кавернозными до ситчатых, в разной степени трещиноватыми.
Тип коллектора порово-каверново-трещинный [45].
Первые
три пласта литологически сложены из известняка и являются нефтенасыщенными.
Четвертый пласт также представлен известняком, но является слабонефтяным. Пятый
и шестой пласт относятся к нефтенасыщенному коллектору, литологически
сложенному из известняка. Седьмой пласт представлен известняком, но является
слабонефтяным. Восьмой пласт сложен из известняка и является водонасыщенным.
Таким
образом, по результатам проведенной работы, можно сделать вывод о том, что
рассматриваемая скважина 7s2 Дубровского месторождения может
являться эксплуатационной, а полученные подсчетные параметры могут
использоваться для оценки запасов нефти [48].
8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ
8.1 Общие требования
1. Геофизические работы в скважинах
выполняются специализированными геофизическими организациями, подразделениями
(далее – подрядчик).
2. Геофизические работы должны
проводиться в присутствии представителя геологоразведочной организации (далее –
заказчик). К геофизическим работам могут привлекаться работники заказчика и его
оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследования
[49].
3. Общее руководство геофизическими
работами при привлечении работников заказчика к производству геофизических
работ возлагается на представителя геофизической организации (начальника
отряда, партии).
4. Геофизические работы разрешается
проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины,
обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования,
беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до
интервала исследований или до забоя на весь период проведенных работ.
Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ
подтверждается двусторонним актом, подписанным заказчиком и подрядчиком.
5. Площадка для размещения
геофизического оборудования должна обеспечивать ширину прохода между
оборудованием не менее 3 м, но быть не менее 10 x 10 м и возможность установки
каротажного подъемника в горизонтальном положении с видимостью с места мостков
и устья скважины; иметь твердое покрытие в заболоченных районах; иметь
подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственную эвакуацию в аварийных
ситуациях своим ходом или буксировкой другими транспортными средствами;
располагаться так, чтобы исключить скопление отработанных газов при работе
двигателей внутреннего сгорания (далее – ДВС), подъемника; не располагаться в
понижениях рельефа, в траншеях и тому подобном; освещаться в темное время суток
в соответствии с требованиями раздела XI настоящих Правил [49].
6. Электрооборудование буровой
установки перед проведением геофизических работ должно быть проверено на
соответствие требованиям ТНПА и отвечать следующим дополнительным требованиям:
для подключения геофизического
оборудования и аппаратуры к силовой или осветительной сети у края площадки,
предназначенной для размещения оборудования, должна быть установлена
электрическая точка-щит с отключающим устройством и унифицированной
четырехполюсной розеткой на напряжение 380 В и двумя трехполюсными розетками на
220 В с заземляющими контактами;
должно быть обозначено место для подсоединения
к контакту заземления буровой у края мостков отдельных заземляющих проводников
геофизического оборудования; подсоединение их должно выполняться болтами или
струбцинами, многожильными медными проводами [49].
7. Устье скважины должно обеспечивать
удобство спуска и извлечения скважинных приборов. С этой целью при превышении
фланца обсадной колонны относительно пола более 1,5 м на устье должна сооружаться рабочая площадка и к устью скважин, бурящихся с глинистым раствором,
с помощью гибкого шланга подводиться техническая вода (горячая вода или пар при
работе в условиях отрицательных температур).
8. Допуск к работе работников
геофизических организаций должен осуществляться в соответствии с Правилами
обучения.
9. Буровое оборудование скважины
должно быть исправно для обеспечения возможности использования его во время
проведения всех геофизических работ. В процессе их выполнения на скважине
должна находиться вахта буровой бригады, которая по согласованию может
привлекаться к выполнению вспомогательных работ [49].
10. При производстве геофизических
работ проведение других работ буровой бригадой (ремонт бурового оборудования,
включение буровой лебедки и различных силовых агрегатов, передвижение по полу
буровой и приемным мосткам тяжелого оборудования, выполнение сварочных работ)
может осуществляться только по согласованию с руководителем работ подрядчика.
При этом работники буровой бригады должны быть проинструктированы о размерах
опасных зон (взрывных, радиационно опасных работ, вблизи движущегося кабеля,
токонесущих коммуникаций), нахождение в пределах которых не допускается.
Ответственность за допуск людей в опасную зону несет руководитель работ
подрядчика.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|