Характеристика Ачимовского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геолого-геофизическая характеристика Ачимовского месторождения

1.1 Общие сведения

1.2 Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика Ачимовского месторождения

1.3 Основные черты тектонического строения Ачимовского месторождения

1.4 Нефтегазоносность

2. Методика работ

3. Интерпретация данных ГИС

Заключение

Список использованных источников

Введение

Целью данной работы является Производственная практика проходила в период с 3.08.15 по 30.09.15 в организации ЗАО «Тюменьпромгеофизика», Мегионской геофизической экспедиции, г. Мегион, ул. Южная №9, расположенной в южной части Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области, в должности техника-геофизика. Партия в основном занималась геофизическими исследованиями скважин (ГИС) и контролем технического состояния скважин. Партией, в которой я проходил практику, были выполнены работы по ГИС в закрытом стволе, исследовалось качество цементажа методами акустической цементометрии (АКЦ), радиоактинойцементометрии (РК), гамма-гамма цементометрии (ЦМ), был измерен угол наклона скважины (инклинометрия), а также в открытом стволе скважины выполнен окончательный комплекс ГИС на гибком кабеле и запись ядерно-магнитного каратожа (ЯМК) на бурильных трубах. Работы выполнялись на Ачимовском месторождении (кусты№370,371,373) Была рассмотрена часть интервала в скважине с 2000 по 3000 метров.

Цель и задачи производственной практики.

1. Ознакомиться с техникой и методикой проведения геофизических наблюдений.

2. Научиться работать с геофизической аппаратурой и применять практические приемы анализа геологической природы геофизических полей.

3. Собрать необходимый материал для написания дипломной работы.

ачимовский месторождение стратиграфический геофизический

1. Геолого-геофизическая характеристика Ачимовского месторождения

1.1 Общие сведения

Ачимовское месторождение административно расположено в Сургутском и Нижневартовском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 110 км юго-западнее г. Нижневартовска (рис. 1). Геологически оно приурочено к южной части Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области и открыто в 1981 году при получении нефти из пласта ЮВ₁² из скважины № 441-П. Всего на месторождении пробурено 15 поисково - разведочных скважин. Залежи нефти и газа выявлены в пластах БВ₁₀, Ач₂^1-4 и ЮВ₁^1-2. Кроме перечисленных пластов объектами исследований на Ачимовском месторождении определены пласты АВ_1-3, БВ_1-3 и пласты БВ_7-9. По геологическому строению Ачимовское месторождение является сложным, что обусловлено невыдержанностью коллекторских свойств пластов по площади и разрезу, а так же наличием зон литологического замещения продуктивных коллекторов плотными породами.

Отчет по подсчету запасов Ачимовского месторождения выполнен в ЗапСибГеоНАЦ по состоянию на 01.01.1991г. В связи с тем, чтоотчет отсутствует у «заказчика» и в Тюменских территориальных геологических фондах, ознакомиться с ним непосредственно не представилось возможным. Вся геолого - геофизическая информация по месторождению выбрана из протокола ГКЗ РФ 77 и научно - производственных отчетов 63, 71.

Рис. 1 Схема расположенияАчимовского месторождения

1.2 Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика Ачимовского месторождения

Геологический разрез представлен юрскими, меловыми и палеоген - четвертичными платформенными образованиями, залегающими на породах фундамента доюрского возраста (приложение 1). В составе платформенных отложений, имеющих юрско - четвертичный возраст, присутствуют континентальные образования ранне - среднеюрского возраста, залегающие непосредственно на породах фундамента и выделяемые в тюменскую свиту. Выше по разрезу залегает комплекс пород прибрежно - морского и морского генезиса, представленный характерными отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит верхнеюрского возраста. Отложения мелового возраста начинаются, преимущественно, глинистыми образованиями мегионской свиты с песчано - алевритовыми пластами ачимовской толщи в нижней части и горизонтов БВ₈ - БВ₁₀ в верхней части. Затем они сменяются лагунно - морскими образованиями вартовской (ванденской), алымской, покурской свит и заканчиваются морскими глинистыми отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше по разрезу следуют образования палеоген - четвертичного возраста.

Васюганская свита в нижней своей части представлена глинами, трансгрессивно перекрывающими песчано-алевритовые породы верхов тюменской свиты. Верхняя ее часть сложена чередующимися песчано - алевритовыми пластами и пропластками, выделяемыми в горизонт ЮВ₁. Керн поднятый из отложений васюганской свиты представлен глинами темно - серыми до черных, слюдистыми, алевритистыми с большим содержанием углефицированной органики, а также песчаниками и алевролитами светло - темносерыми, слюдистыми, мелко - среднезернистыми. Васюганская свита довольно выдержана по толщине и по характеру своего строения. В составе горизонта ЮВ₁ выделяются песчано - алевритовые пласты ЮВ₁¹, ЮВ₁², ЮВ₁³, к которым приурочены основные нефтеносные объекты Ачимовского месторождения.

Георгиевская свита по керну представлена глинами темно - серыми почти черными, тонкоотмученными с глауконитом, с обилием ростров белемнитов, раковин двустворок.

Баженовскаясвита сложена битуминозными, массивными, плитчатыми, участками известковистыми и кремнистыми, черными и буровато - черными глинами. В керне встречаются раковины пелеципод, остатки ихтиофауны, аммониты.

Мегионская свита в нижней своей части представлена песчано-алевритовыми породами ачимовской пачки, в средней части - главным образом глинами с пропластками алевритов и редких песчаников, в верхней - ритмичными чередованиями песчано-алевритовых пластов БВ₈ - БВ₁₀ и глинистых разделов. С пластами ачимовской толщи и верхов мегионскойсвиты связаны нефтегазоносные объекты разреза меловых отложений. В составе ачимовской толщи развиты самостоятельные группы песчано - алевритовых пластов. Нефтегазоносность разреза верхней части мегионской свиты связывается с пластами БВ₈ - БВ₁₀.

Вартовская свита представлена чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов, глин. По керну отложения свиты присутствуют песчаники светло - серые и зеленовато - серые, средне - и мелкозернистые, слюдистые; алевролиты серые; глины зеленовато - серые и зеленоватые, алевритистые, комковатые. Песчаники, алевролиты, глины содержат многочисленные углефицированные остатки растений.

Алымская свита в верхней части представлена глинами кошайской пачки. По керну глины темно - серые, слюдистые, с прослоями алевролитов. В нижней части свита сложена, в основном, песчаниками, выделяемыми в горизонт АВ₁. Керн отобранный из скважины № 447 в интервале пластов АВ_1-3 представлен аргиллитами с «рябчиковой» текстурой определяемой микро слоями и линзами алевритового материала.

1.3 Основные черты тектонического строения Ачимовского месторождения

Ачимовское месторождение находится в Среднеобской нефтегазоносной области, южной части Нижневартовского нефтегазоносного района (рис. 2)

Рис 2 Тектоническая схема Западной Сибири [1]

Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области выделяются два крупных положительных тектонических элемента - Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия - Салымское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал.

В истории развития сводовых поднятий Среднего Приобья можно выделить несколько этапов, отражающих циклический характер процессов тектогенеза и литогенеза:

1) дейтерогенная активизация, общее воздымание и образование грабенообразных депрессий, которые заполняются вулканогенно-осадочными толщами триаса;

2) дифференцированное опускание, в процессе которого на склонах поднятий накапливается континентальная терригенная субугленосная формация, а вершины служат местными источниками сноса обломочного материала (ранне -среднеюрское время);

3) разрушение эрозионно-тектонических выступов фундамента, пенепленизация и накопление сначала мелкозернистых песков и алевритов в ингрессионных морских заливах, а затем тонкоотмученных битуминозных глин в относительно глубоководном морском бассейне (позднеюрская эпоха). В конце позднеюрской эпохи сводовые поднятия почти полностью переходят в погребенное состояние;

4) последовательное боковое заполнение глубоководной ванны терригенными толщами, образование новых и возрождение старых (погребенных) поднятий. Этот процесс растягивается на большую часть неокомского времени (примерно до середины готеривского века). При этом в восточных зонах Среднего Приобья глубоководные условия сменяются прибрежно-континентальными раньше, чем в западных. Следовательно, возрожденные и новообразованные антиклинальные ловушки в восточных зонах древнее, чем в западных;

5) в конце готерива, в барремском, аптском, альбском и сеноманском веках осадки накапливаются в мелководном опресненном бассейне в условиях компенсированного прогибания. На это время приходится формирование крупных сводовых поднятий по всем горизонтам чехла в контурах, близких к современным;

6) в позднемеловую эпоху (начиная с туронского века) и в палеогеновом периоде рост поднятий замедляется и нижнемеловые структуры постепенно переходят в погребенное состояние;

7) в неоген -четвертичное время отмечается некоторая активизация роста отдельных положительных структур II и III порядков на вершинах сводовых поднятий.

Из приведенной схемы развития сводов Среднего Приобья вытекает главный вывод о тектоническом контроле нефтегазоносности: конседиментационный рост структур происходит на этапах компенсированного осадконакопления; этот рост сопровождается увеличением песчанистости разреза и возникновением благоприятных условий для последующего формирования многопластовых: нефтяных месторождений. Такие условия возникают и существуют не одновременно на всей площади антеклиз и отдельных сводовых поднятий, что вместе с литологическими факторами определяет различия в стратиграфической приуроченности основных залежей УВ на разных сводах и на разных структурах II порядка [2].

Ачимовское месторождение находится на куполовидном поднятие, породы фундамента залегают в пределах 3500-3400 метров, поднятие имеют амплитуду порядка 50 метров, и размеры 3 на 6 киллометров. Ачимовская структура предстовляет собой крупную брахиантиклинальную складку, с сильно изрезанными очертаниями, и пологими углами наклона крыльев до 20 градусов (рис. 3)

Рис 3 Структурный план по кровле пласта Ю1(1), а также схема расположения и направления скважин [3]

1.4 Нефтегазоносность

Нефтегазоносностьустановлена в пластах БВ₁₀, Ач₂¹, Ач₂², Ач₂³, Ач₂⁴, ЮВ₁¹, ЮВ₁². Запасы нефти утверждены ГКЗ РФ в 1994 году. Водонефтяные контакты непосредственно в разрезах скважин вскрыты в единичных скважинах, обоснование их в основном дано по корреляции интервалов нефтяных и подстилающих водоносных пластов и данным опробования.

Геологическая характеристика продуктивных пластов и залежей Ачимовского месторождения представлена в таблице 1.1. Таблица 1.1 содержит 10 колонок. В колонках по мере возрастания их номеров приведены следующие сведения:

индексы пластов,

характер или место расположения залежей;

абсолютные отметки (в метрах) высот залегания пластов в своде;

абсолютные отметки (в метрах) ВНК залежей;

длина залежей в километрах;

ширина залежей в километрах;

высота залежей в метрах;

переделы изменения нефтенасыщенных толщин (Ннеф.) в метрах;

типы залежей,

продуктивные характеристики залежей.

Эффективные нефтенасыщенные толщины залежи в ЮВ₁¹ изменяются от 1,0 м (скв. № 441) до 3,2м (скв. № 442), дебиты нефти в залежи составляют от 0,84 до 41,3 м³/сут.

Эффективные нефтенасыщенные толщины залежи в ЮВ₁² изменяются от 1,2 м (скв. № 441) до 10,2м (скв. № 442), дебиты нефти в залежи составляют от 0,64 до 40 м³/сут.

Залежь в ачимовской толще (Ач₄) имеет эффективные нефтенасыщенные толщины от 1,4 м (скв. № 444) до 18,8м (скв. № 442), дебиты нефти в залежи составляют от 0,73 до 9,6 м³/сут.

Пласт БВ₈ (или БВ₁₀ по подсчету запасов 77, 71) характеризуется эффективными нефтенасыщенными толщинами от 3 м до 7,2 м, дебиты нефти в залежи составляют от 0,73 до 9,6 м³/сут.

Средние подсчетные параметры залежей (по данным подсчета запасов) представлены в таблице 1.2. Таблица 1.2 содержит 13 колонок. В колонках по мере возрастания их номеров приведены следующие сведения:

индексы пластов;

месторасположение залежей;

тип залежей;

минимальные значения Кп коллекторов;

средние для пластов значения Кп коллекторов;

максимальные значения Кп для пластов;

средневзвешенные по залежам значения Кп, принятые при подсчете запасов;

средневзвешенные по залежам значенияКн, принятые при подсчете запасов;

значения минерализации пластовых вод, принятые при подсчете запасов;

значения температуры пластовых вод, принятые при подсчете запасов;

значения УЭС пластовых вод, принятые при подсчете запасов;

значения Кп, утвержденные ГКЗ РФ;

значенияКн, утвержденные ГКЗ РФ.

Установлено, что плотность сепарированной нефти составляет: 0,866 г/см³ для пласта БВ_10, 0,876 г/см³ для пласта Ач₂, 0,879 г/см³ для пласта ЮВ₁¹ и 0,871 г/см³ для пласта ЮВ₁². Плотность нефти в пластовых условиях составляет: 0,756ч0,790 г/см³ для пласта ЮВ₁¹ и 0,862ч0,796 г/см³ для пласта ЮВ₁².

Коэффициент извлечения нефти принят в ГКЗ РФ равным 0,1 для всех залежей месторождения.

В таблице 1.3 приведены зависимости, использованные при подсчете запасов и по данным ГУП НАЦРН ХМАО 71, 77. Объем петрофизических данных по пластам Ач в этих работах довольно ограничен, что требует уточнения приведенных зависимостей. Зависимости между коэффициентом пористости и относительной амплитудой ПС получены как по данным «ГИС-ГИС» так и по данным «ГИС-керн». В пластах Ач различие зависимостей выражается в различии значений пористости по ним до 1%, в пластах ЮВ₁ в лучших коллекторах оно достигает 1,5%, в области граничных значений ФЕС различие в Кп приближается к 3%. При обосновании коэффициента извлечения нефти приведены данные о граничных значений ФЕС для пластов ЮВ₁, получены они на основании петрофизических зависимостей Кпдин = f(Кпр) и зависимостей между Кпр, Кп и Кпэф. Зависимость Кпр = f(Кпдин) имеет следующий вид: LgКпр = 0,262*Кпдин - 0,719 (r =0,96), из него следует, что при значении Кпдин = 0 Кпр = 0,19 мД, и далее установлены следующие граничные значения ФЕС:

Кп.гр = 11,1%; Кпэф = 2,3%; Кпр = 0,19 мД [3].

2. Методика работ

На производстве проводились работы в закрытом стволе (исследовалось качество цемента-АКЦ, РК, ЦМ, проведена инклинометрия), а также в открытом стволе скважины выполнен окончательный комплекс ГИС на гибком кабеле и запись ЯМК на бурильных трубах, работы выполнялись на Ачимовском месторождении (кусты№370,371,373). Замеры проводились в среднем от 5 до 20 часов, скорость при спуске составляла до 5000 м/час, при подъеме не более 600м/час.

Сведения о техническом состоянии скважины необходимы для контроля выполнения технического проекта на проходку скважины, принятия решения о необходимости ее ремонта, а также для интерпретации результатов ГИС. При изучении технического состояния скважин проводят инклинометрию, кавернометрию и профилеметрию, контроль качества цементирования и некоторые другие исследования.

Инклинометрию проводят для определения угла наклона ствола по отношению к горизонтальной плоскости и магнитного азимута искривления. Данные об искривлении ствола необходимы в первую очередь для определения местоположения забоя, его глубины и истинных глубин залегания пластов. По данным инклинометрии строят инклинограммы для наглядного отображения положения скважины в пространстве (рис. 4).

Рис. 4 Инклинограмма

Типовой комплекс геофизических исследований (ГИС) по контролю технического состояния и качества цементирования обсадных колонн включает методы акустической цементометрии (АКЦ), гамма-гамма цементометрию (ГГЦ), гамма-каротаж, локацию муфт (ЛМ) и термометрию. Получение на скважине цифровой информации сканирующими приборами и обработка ее современными программными средствами позволяет привести полученные результаты в наглядный и доступный для понимания вид. Качество цементожа главным образом зависит от геологического строения.

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с заданной частотой излучения распространяющихся в колонне, цементном камне и горной породе, что позволяет определить состояние контактов цемента с колонной и породой.

В случае качественной заливки и при хорошем сцеплении, между колонной и цементом имеется акустический контакт, упругие колебания в колонне возбуждают такие же колебания в цементном камне, в связи с чем большая часть их энергии рассеивается на пути между источником и приемником. Приемник регистрирует значительное ослабление и быстрое затухание этих колебаний.

Гамма-гамма цементометрия и толщинометрия являются модификациями метода гамма-гамма каротажа и служат для определения качества цементирования обсадных колонн (высоты подъема цемента и его плотности, оценки эксцентриситета колонны) и контроля технического состояния колонн (измерение толщины стенки колонн, определение местоположения муфт, фонарей и дефектов). Прибор СГДТ в общем виде состоит из источника гамма-квантов и нескольких радиальных приемников. Приемники служат для регистрации рассеянного гамма-излучения по периметру и стволу скважины четырьмя коллимированными детекторами малого зонда (толщиномер) и восьмью коллимированными детекторами большого зонда (плотномер). Результаты представляются в виде аналоговых диаграмм плотности и толщины, соответствующих восьми детекторам большого зонда и четырем детекторам малого зонда, а также в виде разверток обсадной колонны и заколонного кольцевого пространства, на которых в виде цветовой индикации выделяют дефекты в цементном кольце и колонне (приложение 2).

Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия (ЭМДСТ-С) основана на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора. Задачами метода ЭМДСТ являются выявление местоположений башмака и муфт обсадной колонны, определение толщины стенок обсадныхтруб, выявление положения и размеров продольных и поперечных дефектов отдельных труб [4].

3. Интерпретация данных ГИС

Рассмотрим интерпретацию ГИС на примере данных по цементометрии 370 скважины Ачимоского месторождения. В первую очередь качество цементажа зависит от геологического разреза вдоль пробуренной скважины. (Приложение 2)

Результат исследований качества цементирования кондуктора и интерпритация данных ЦМ, Скважины 370, Ачимовского месторождения представлен в таблице 1.4

Конструкция скважины:

Данные по заливке:

Данные по каротажу:

Сведения о высоте подъема цементного раствора:

Уровень промывочной жидкости 1.5 м

Уровень подъема цементного раствора 9.6 м

Граница раздела цемент-гель-цемент четко не отмечается

ХАРАКТЕРИСТИКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

1.5 м - Уровень промывочной жидкости

Таблица 1.4

Результат исследований качества цементирования Скважины 370

Примечание: плотности и характеристика заполнения затрубного пространства в интервале направления (от 0 до 49.7 м) не определяются в связи с двухколонной конструкцией и выдаются на диаграмме условно.

Расчет процентов:

Интервал (м): 1.5 - 718.7

Пример комплексного использования данных акустической и гамма-цементометрии приведен в приложении 2. Указанный комплекс позволяет получать наиболее полные сведения о имеющихся дефектах ствола скважины. Наличие продольного канала в кольце цементного камня отмечается, как правило, дефектом плотности по гамма-цементометрии (интервал 285,4…288,4м). Аналогичным образом отмечается случай односторонней заливки обсадной колонны (687,5…699м). Случай большой трещиноватости цементного камня или отсутствие плотного контакта цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины отмечается как отсутствие сцепления по данным акустической цементометрии и не отмечается по результатам гамма-цементометрии.

Заключение

В результате прохождения производственной практики, мною были выполнены следующие задачи: ознакомление с техникой и методикой проведения геофизических наблюдений, обучение работы с геофизической аппаратурой и применять практические приемы анализа геологической природы геофизических полей, проведен анализ территории где проходили работы, проведены замеры данных, а также проведена интерпритация полученных данных. Предполагаемая тема дипломной работы: «Оценка коллекторских свойств Ачимовского месторождения по данным ГИС».

Список использованных источников

1. Гаврилов В.П. Как устроены и чем богаты наши недра, 1981 г.

2. Гайдукова Т.А. Учебное пособие “нефтегазоносные провинции и области России” 2006 г.

3. Отчет по подсчетам запасов Ачимовского месторождения, 2014 г.

4. Добрынин В. М. Геофизические исследования скважин: учебник - Москва: "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004.

Размещено на Allbest.ru