Возможность применения микрокаротажа для детального изучения разреза скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Темой моего курсового проекта является: «Возможность применения микрокаротажа для детального изучения разреза скважины».

Актуальностью данного вида каротажа является то, что именно зондами очень малой длины и неглубокого радиуса исследования можно детально расчленить разрез скважины и выделить пласт - коллектор, насыщенный, желательно, нефтью.

Целью проекта является рассмотрение возможности применения микрокаротажа при детальном изучении разреза скважины. Исходя из цели, можно выделить поставленные задачи:

-выделение пластов - коллекторов по результатам исследований;

-определение толщины глинистой корки и ее сопротивления;

Практическая значимость микрокаротажа имеет большое значение при ГИС, т.к. именно микрозондами определяется УЭС прискваженной части пласта, при помощи которого по диаграмме выделяются пласты - коллекторы.

При геофизических исследованиях скважин важную роль играет не только микрокаротаж, но и другие виды, такие как: ядерно-геофизические методы, сейсмоакустические, акустические, газовый каротаж и т.д.

Вообще ГИС необходимы для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а так же для контроля технического состояния скважины. Геофизические методы исследования скважин так же предназначены для изучения геологического разреза и выявления пластов разной литологии.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Физико-географический очерк района

нефтяной микрокаротаж пласт коллектор

Самотломрское нефтяноме месторождемние (Самотломр) - крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Самотлорское нефтяное месторождение - крупнейшее в Западной Сибири и России - находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска, в районе озера Самотлор. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода».

Географически район месторождения приурочен к водоразделу р. Оби. Территория месторождения сильно заболочена. Растительность представлена смешанными лесами, с преобладанием хвойных пород.

Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь(-50°), самым теплым - июль (+30°).

Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион и другие - расположены на берегу р. Оби.

Плотность населения низкая, коренное население - ханты и манси - ведет полукочевой образ жизни, занимается оленеводством, рыболовством и охотой.

В пределах месторождения имеются дороги с бетонным покрытием, по которым круглогодично возможно движение всех видов транспорта.

Площадь Самотлорского месторождения составляет 1752 км2.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Залежи на глубине 1,6-2,4 км. Начальный дебит скважин 47-200 т/сут. Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн.



1.2 История изучения района

Самотлор на многие километры окружают непроходимые болота. Зимой геологи пробирались к нему на лыжах. Опыта эксплуатации месторождений на болоте не было еще в мировой практике. Рассматривались два варианта: осушить озеро-болото или построить на нем эстакады и бурить с площадок, как на морских нефтепромыслах в Баку. Первый вариант был отвергнут из-за опасности пожара -- сухой торф мог вспыхнуть, как порох. Второй -- из-за длительности строительных работ. Был найден третий вариант -- создавать промысел прямо на озере-болоте, отсыпая искусственные острова для буровых вышек. Для нефтяников Самотлора был построен город Нижневартовск. Нижневартовск построен на болоте, потому все здания здесь, даже 16-этажные, воздвигнуты или на насыпных песчаных основаниях, или на сваях.

В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти. Пик добычи нефти (около 150 млн т. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн т нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти несколько увеличилась.

Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти. На 1997 из Самотлорского месторождении за тридцать лет было добыто более 1,9 млрд т. нефти. Добыча упала до 36 тыс. т. в день; предполагалось, что месторождение практически исчерпано. Однако современные технологии позволяют несколько увеличить отдачу. В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт ОАО «Самотлорнефтегаз», принадлежащее компании «ТНК-BP».



1.3 Стратиграфия и литология

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками. В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху. Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона. В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского, кимериджского и волжского ярусов. В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов. Песчаных пластов в верхнее-оксфордских породах нет. В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхнее-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом.

Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту. В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа. В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты. В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы.

Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной. Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности. На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки. Наиболее выдержанным является пласт БВ10. Конец нижнего готерива на Вартовском своде слагается из средней части вартовской свиты. Пачка представлена линзовидным переслаиванием зеленых комковатых глин и серых песчаников. Пласты песчаников гидродинамически связаны между собой за счет многочисленных литологических окон.

Крупных залежей нефти и газа не выявлено. Пластам низов готерива Нижневартовского свода условно присвоены индексы от БВ1 до БВ4. В конце нижнего готерива произошла трансгрессия моря и в связи с этим нижние части пимской пачки опесчанены, вкоторых местами зафиксированы нефтепроявления. Породы верхнего готерива на Нижневартовском своде представлены линзовидным переслаиванием песчаников и зеленых глин. В этой пачке выделяются пласты АВ7 и АВ8. В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников. В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород.

В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям. На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми. На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников. Пласты пород не выдержаны по простиранию часто объединяются друг с другом, образуя единую гидродинамическую систему.

В состав верхнего мела выделяются отложения сеноманского, туронского, коньякского, сантонского, кампанского, маастрихтского и датского ярусов. Отложения турона, сантона, кампана, маастрихта охарактеризованы фауной. Остальные ярусы верхнего мела выделяются по сопоставлению с разрезами других районов Западно-Сибирской низменности. В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа.

Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно- морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихайловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20-30м.

1.4 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости. Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты. Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. Составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге. Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина. Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ), проходящего в широтном направлении по реке Оби.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода. Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. В пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту (баженовская свита верхней юры) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре. Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. По отражающему горизонту, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м.

1.5 Полезные ископаемые

Возраст пород Самотлорского месторождения говорит о наличии в нем огромного количества ресурсов. На освоение самых северных участков требуются дополнительные затраты времени и сил. На сегодняшний день в силу огромной площади топких болот на такой местности, как Самотлорское месторождение, полезные ископаемые добываются ценой немалых усилий.

Здесь заключены месторождения таких ресурсов, как природный газ, железная руда, бурый уголь и, разумеется, нефть.

На освоенных скважинах Самотлорского месторождения происходит добыча большого количества нефти. Мягкие осадочные породы легко поддаются бурению. Самотлор является самым богатым и качественным месторождением нефти. Полезные ископаемые добываются здесь уже более пятидесяти лет. В пласте баженовской свиты располагаются самые крупные в нашей стране запасы сланцевой нефти. Добываются они на глубине двух километров.

Строение Самотлорского месторождения указывает на солидный возраст пород этой территории и наличие богатых месторождений полезных ископаемых. Несмотря на это, существует проблема освоения газа и нефти. Заключается она в тяжелых природных условиях. Жизнь и работа людей в северной части значительно усложняются сильным морозом и ураганным ветром. Грунт на севере сковала вечная мерзлота, поэтому строительство представляется задачей не из легких. В летнее время растет количество кровососущих насекомых, которые создают сложности рабочим.



2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Обоснование метода для решения поставленной задачи

Для более точного решения геологических задач необходимо детально изучить разрез скважины. Сделать это можно с помощью зондов очень малой длины - микрозондами.

Микрозонд -- специальный каротажный зонд малой длины, электроды которого размещены на изолированном башмаке. При работе башмак с электродами прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигается уменьшение влияния глинистого раствора на результат измерений.

Поскольку размеры микрозондов очень малы, границы пластов по диаграммам находятся по крутым подъёмам кривых с большой точностью. Показания микрозондов в значительной степени зависит от условий прилегания их электродов к стенке скважины. В связи с тем,что эти условия различны против пластов, имеющих разный литологический состав, диаграммы микрозондов позволяют расчленять разрез и выделять некоторые группы пород.

Т.к. радиус исследования и глубинность проникновения у микрозондов небольшой, можно детально расчленить геологический разрез. При помощи микрозондов определяют литологию пород, при этом пользуются следующими признаками: 1)если показания обоих микрозондов маленькие и обе кривые совпадают, это говорит о том, что залегают породы, способные образовывать каверну; 2)если показания обоих зондов расходятся, т.е. наблюдается, так называемое приращение, значит залегают пористые и проницаемые породы; 3)если показания обоих микрозондов высокие и сильно дифференцированы, это говрит о том,что залегают плотные, сцементированные породы.



2.2 Физические основы микрокаротажа

Кривые микрокаротажа являются основными для обнаружения и выделения проницаемых пластов. С помощью микрокаротажа возможно найти отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки, дифференцировать горные породы по разрезу.

Поскольку электроды постоянно прижаты к стенке скважины, вследствие большой четкости результатов микрокаротажа можно получить четкие диаграммы, которые хорошо сопоставляются. Поскольку разнос зондов очень мал, кривые сопротивления микрозондов резко меняются на границах пластов, в связи с чем данные микрокаротажа крайне полезны для определения мощностей пропластков.

Большинство микрозондов имеют вторую, опорную, лапу на противоположной стороне зонда. Одновременно с записью микрокаротажа записывается также расстояние между обеими лапами. Полученная каротажная кривая представляет собой детальную и точную запись диаметра скважины, которая служит для выделения каверн и глинистой корки, свидетельствующей о проницаемых пластах, пример кривой, записанной зондами микрокаротажа, показан на рисунке 1.



Рисунок 1 -Пример диаграммы, записанной зондами МК

Детальные исследования во всех скважинах выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах, а в опорных и параметрических скважинах -- также в неизученных ранее частях разреза.

2.3 Выбор аппаратуры, характеристика и принцип действия

В качестве аппаратуры для микрокаротажа я выбрал простой и удобный в эксплуатации прибор К3А-723.

К3А-723 предназначен для проведения геофизических исследований в нефтяных и газовых скважинах. Он обеспечивает измерение кажущегося удельного электрического сопротивления пород зондами микрокаротажа (МК) и бокового микрокаротажа (БМК), а также среднего диаметра скважины. Применяется для исследования необсаженных скважин, заполненных промывочной жидкостью на водной основе. Отличается малыми габаритами, высокой производительностью и надёжностью, удобен в эксплуатации. Решает задачи электрического каротажа, выделения коллекторов, определения водо- и нефтенасыщенности. Схематическое изображение прибора К3-723 на рисунке 3.

Основные технические характеристики: Зонд: Градиент-микрозонд А0,025М0,025N Единица измерения: Ом*м Диапазон: 0,1-40 Предел допустимой осн. погрешности: 10% Зонд: Потенциал-микрозонд А0,05М Единица измерения: Ом*м Диапазон: 0,1-40 Предел допустимой осн. погрешности: 10% Зонд: Зонд БМК Единица измерения: Ом*м Диапазон: 0,2-500 Предел допустимой осн. погрешности: ±10% Длина: 2600 мм Диаметр электронного блока: 73 мм Макс. Диаметр: 110 мм Масса: 80 кг Питание переменным током: 400 Гц, 400 мА Макс. рабочая температур:.120°С, 150°С Макс. рабочее давление: 80 МПа, 100 МПа Скорость каротажа: 1000 м/ч.

Рисунок 2 - Схематическое изображение К3-723

Для сравнения прибора К3А-723 для микрокаротажа я выбрал другой прибор для аналогичного каротажа - АМБК-1. Как такового видимого отличия между различными видами аппаратуры микрокаротажа АМБК-1 и К3А-723 нет. В обоих случаях глубинность исследования примерно одинакова 4 см у микроградиент зонда и 10-12 см у микропотенциал зонда, соответственно. И в АМБК-1 и в К3А-723 используются экранные электроды для фокусировки тока. Единственное различие - это вес приборов, масса К3А-723 чуть больше, чем масса АМБК-1.

Электроды микрозонда изготовлены из латунного стержня диаметром 10 мм и вмонтированы в резину башмака, которая изолирует их друг от друга, от корпуса и промывочной жидкости. Расстояние между электродами 2,5 см. Чтобы исключить влияние скважины на результаты изменения башмаки прижимаются к рычажным управляемым устройством. Так же позволяет регистрировать кривую диаметра скважины - кавернограмму. Результатами являются две кривые (МГЗ и МПЗ) - записанные одновременно. Радиус исследования микроградиент зонда примерно 4 см, а микропотенциал зонда - 12 см.

По замеру двух кривых сопротивления можно получить представление об УЭС прилегающей к скважине части пласта.

Между башмаком и стенкой скважины есть промежуточный слой. В проницаемом пласте(песчаник) - глинистая корка и пленка ПЖ, в непроницаемом(глина) - только пленка ПЖ. Поэтому кажущеесе сопротивление измеренная МКЗ зависит в основном от УЭС прилегающей к скважине части пласта.

Существует так же микрокаротаж с фокусировкой и называется боковым микрокаротажом. Прибор МБК состоит из двух электродов: центрального А0 и экранного Аэ. И центральный и экранный электроды обладают одинаковыми потенциалами и полярностью, поэтому электрическое поле, созданное центральным, электродом проникает глубже, можно пренебречь глинистой коркой.

Задачи, решаемые методом МКЗ:

1) Литологическое расчленение разреза скважины;

2) Выделение пластов-коллекторов;

3) Определение границ пластов и их мощности;

4) Определение УЭС пласта, прилегающей к скважине.



3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Выделение пластов-коллекторов по результатам исследований

На диаграмме пласт-коллектор определяется так называемым приращением, т.е. когда показания зондов МГЗ и МПЗ расходятся. Это говорит о том, что залегают пористые и проницаемые породы. Пример приращения и определения пласта-коллектора показан на рисунке 3. На примере приращение наблюдается в интервалах 2727-2732 и 2722,5-2724,6.

Рисунок 3 - Пример приращений на диаграмме микрометодов.

3.2 Определение толщины глинистой корки и её сопротивления

Рисунок 4 - Интерпретация результатов измерения методом микрокаротажа



Для начала по диаграмме микрозондирования определяем литологию пород, затем выделяем пласт песчаника. Из диаграммы выписываем интервал (кровлю и подошву). Определяем мощность пласта-коллектора (вычитаем из значения подошвы значение кровли). Далее по шкале микрометодов определяем значения Рк МПЗ и Рк МГЗ. Сопротивление глинистой корки определяют при помощи палетки. Далее находят отношение Рк МПЗ/Рк гл.к. и Рк МГЗ/Рк гл.к. По диаметру скважины набирается палетка а на ней находится модуль кривой µ, приходящей через точку с найденными координатами, по этой точке определяют Н гл.к.

Сопротивление бурового раствора определяется по шапке диаграммы.

Таблица 1 -Результаты интерпретации.

Граница пласта	Н, м	Отсчитанные знания	Рр-ра	Р гл.к.	Рпп	Н гл.к.
кровля	подошва
			Рк МПЗ	Рк МГЗ
2727	2732	5	7,5	4,2	1	1,2	10,8	9



Рисунок 5 - Палетки для определения Н гл.к.



4. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

4.1 Организация геофизических работ

Промыслово-геофизические исследования позволяют изучить геологический разрез по скважинам без подъема керна на поверхность, что значительно повышает эффективность буровых работ (увеличивается скорость бурения, повышается производительность труда, снижается себестоимость буровых работ и т.д.).

Объекты промыслово-геофизических работ - скважины, находящиеся в процессе бурения и эксплуатации.

Информация, получаемая при ГИС, необходима геологической, технологической, инженерной службам на всех стадиях поисков и разработки месторождений. Ценность информации значительно превышает стоимость ее получения, в ряде случаев она является единственным обоснованием для принятия важных инженерных решений.

Комплекс ГИС, применяемый в том или ином районе, определяется геологическими условиями района. Он должен при возможно меньшем числе замеров в скважине обеспечить наиболее полные данные о ее геологическом разрезе, выявление коллекторов и их оценку.

Выполнение промыслово-геофизических работ организуется на договорных началах. Договоры заключаются между геофизическими (подрядчик) и геологоразведочными предприятиями, производящими бурение скважин (заказчик). Буровые предприятия ежегодно представляют геофизическим предприятиям заявки на планируемые в следующем году промыслово-геофизические исследования. В заявке указываются районы работ, целевое назначение бурения, число скважин, их проектная глубина и конструкция, а также намечаемые виды работ. На основе заявок составляют проекты, сметы затрат и договоры на производство промыслово-геофизических исследований. С учетом проектируемого объема работ, территориального расположения объектов, производительности партии и времени, затрачиваемого на переезды, определяется необходимое число промыслово-геофизических партий. В течение года работы выполняются по заявкам.

Основной производственной единицей для проведения промыслово-геофизических работ в скважинах является партия. Партии могут быть специализированы по видам выполняемых работ: каротажные, обслуживающие глубокие разведочные скважины, перфораторные, инклинометрические. В современный период чаще организуются комплексные каротажно-перфораторные партии. От специализации партии зависит состав работников и техническая вооруженность.

Комплекс промыслово-геофизических исследований (ГИС), выполняемых партией, включает подготовительные работы к выезду на скважину и заключительные после возвращения, подготовительно-заключительные работы на скважине, собственно ГИС - спуско-подъемные операции, присоединение скважинных приборов, разметку кабеля, переезды на скважину и обратно.

Порядок проведения промыслово-геофизических исследований партиями следующий. Перед выездом на буровую начальнику партии вручается наряд-маршрут, в котором указывается объем и вид исследований, данные о времени их выполнения и т.п. После этого начальник партии знакомит персонал с объемом предстоящих исследований, обеспечивает проверку и погрузку оборудования и получает при необходимости взрывчатые вещества и средства взрывания.

По приезду на буровую начальник партии уточняет данные по скважине, проверяет подготовленность скважины для проведения исследований и организует выполнение заданного объема работ.

После выполнения объема работ на скважинах партия возвращается на базу. Начальник партии в день прибытия на базу сдает дежурному диспетчеру документацию, подтверждающую выполнение исследований, и организует осмотр, чистку и смазку оборудования. Первичные материалы промыслово-геофизических исследований представляются заказчику непосредственно на скважине или позднее. Оформленные графически материалы исследований с их интерпретацией представляются заказчику в сроки, установленные договором.

После оформления результатов промыслово-геофизических исследований, выполненных по наряду-маршруту, составляется акт, определяющий объем произведенных работ. Акты являются документами, на основе которых производится учет и оплата выполненных работ.

4.2 Подготовка аппаратуры и методика работ

Любой прибор, включая и мой К3А-723, должен пройти детальный осмотр на базе. Когда прибор забирают, вместе с ним идет и паспорт с основными характеристиками и рекомендациями.

В целях поддержания аппаратуры в рабочем состоянии и предотвращения выхода ее из строя необходимо после каждого ее подъема из скважины произвести текущее обслуживание:

1) обмыть аппаратуру струей воды

2) произвести ее разборку

3) протереть резьбы и посадочные места ветошью

4) демонтировать все уплотнительные резиновые кольца

5) очистить канавки под уплотнительные кольца, посадочные места и резьбы от грязи и смазать их смазкой

7) установить уплотнительные кольца

8) собрать аппаратуру

9) проверить крепление электронных плат

Для исследования скважины в состав геофизической партии входят 2-4 человек:

- начальник партии

- инженер-технолог

- машинист-водитель

- стажер

Выполнение промыслово-геофизических работ (ПГР) организуется на договорных началах. Договоры заключаются между геофизическими предприятиями (подрядчик) и предприятиями, производящими бурение скважин (заказчик).

Подготовленность скважины оформляется актом за подписями бурового мастера и геолога. Начальник промыслово-геофизической партии приступает к производству работ на скважине только после получения такого акта.

Основная производственная единица для проведения геофизических работ - партия. Партии, как правило, специализированы по видам выполняемых работ: каротажные партии, обслуживающие глубокие разведочные скважины, каротажные партии, обслуживающие структурно-картировочные скважины; перфораторные партии; партии радиоактивного каротажа; инклинометрические партии. В некоторых случаях организуются комплексные каротажно-перфораторные партии. От специализации партии зависят состав ее работников и техническая вооруженность.

Комплекс ПГР, выполняемых партиями, включает подготовительные работы к выезду на скважину и заключительные работы на скважине, собственно промыслово-геофизические исследования, спуско-подъемные операции, пересоединение скважинных приборов, разметку кабеля, переезды на скважину и обратно.

Порядок проведения ПГР партиями следующий. Перед выездом на буровую начальнику партии вручается наряд-маршрут, в котором указывается объем работ, вид исследований, данные о времени производства работ и тому подобное. После этого начальник партии знакомит персонал с объектом предстоящих работ, обеспечивает проверку и погрузку оборудования и получает при необходимости (для перфорации и торпедирования) взрывчатые вещества и средства взрывания. Для проезда партии на буровую заранее устанавливается кратчайший маршрут. По приезде на буровую начальник партии уточняет данные о скважине, записанные в наряде-маршруте, проверяет подготовленность скважины для промыслово-геофизических исследований и организует выполнение заданного объема работ. По требованию заказчика объем работ может быть увеличен по сравнению с предусмотренным в наряде-маршруте.

4.3 Охрана труда

Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работника в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Правила техники безопасности при выполнении промыслово-геофизических работ включают в себя: общие правила по работе с механизмами и электрооборудованием, положение по перемещению тяжелого оборудования и приборов, правила по использованию транспорта и перевозке людей, противопожарные мероприятия, а также правила техники безопасности при проведении исследований в скважинах и специальные мероприятия и правила при радиоактивном каротаже и прострелочно-взрывных работах. Ответственность за безопасность труда по геофизическим работам возлагается на начальника партии.

При работе на буровой требуется надежно закрепить подъемник, подложив под колеса специальные упоры, проверить исправность тормозных механизмов лебедки, убрать посторонние предметы и очистить площадку между подъемником (станцией) и устьем скважины.

Во время работы подъемника запрещается его ремонтировать, производить заправку двигателя, укладывать кабель руками, касаться его и поправлять на нем метки.

Измерения в работающих скважинах при наличии на их устье давления должны производиться через специальный сальник лубрикатора, обеспечивающий герметичность скважины вовремя проведения ГИС.

При сильном натяжении кабеля, а также во время ликвидации прихватов в скважине, запрещается находиться между лебедкой и устьем скважины.

Работа со взрывчатыми материалами может производиться только при условии полного и твердого знания «Единых правил безопасности при взрывных работах».

Лица, производящие взрывы и прострелочные работы в скважинах, а также зарядку и разрядку стреляющих аппаратов, должны иметь «Единую книжку взрывника», удостоверяющую право на производство этих работ.

Все работы, связанные с применением радиоактивных веществ в закрытом или открытом виде, проводятся с соблюдением «Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений».

Все работающие с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений должны проходить периодически медицинский осмотр, должны быть обучены безопасным приемам работы, знать правила пользования санитарно-техническими устройствами, защитными приспособлениями, сдать администрации соответствующий техминимум.

4.4 Охрана природы

Нефтяная и газовая промышленность остается одной из наиболее опасных отраслей производства по загрязнению окружающей среды. По глубине и тяжести воздействия на основные компоненты природы (воздух, воду, почву, растительный и животный мир и человека) эта отрасль является одной из самых опасных.

Основными источниками вредных выбросов в окружающую среду являются: открытое фонтанирование, аварии на транспорте, разливы н утечки из аппаратов и емкостей, порывы водоводов и нефте-, газо-, конденсато- продуктопроводов, сжигание газа и конденсата на факелах, разгерметизация технологического оборудования и т. д.

Исключительно важное природоохранительное значение имеет проблема оптимизации технологических процессов и операций по добыче, подготовке, переработке, транспортированию и хранению нефти и газа.

Научно-технический прогресс, резко улучшающий экономические показатели работы, зачастую не согласуется с экологическими требованиями. Высокая плотность технологических установок, коммуникаций резко повышает вероятность и тяжесть аварий, поломок, крупных выбросов вредных веществ и несчастных случаев. Из-за недостаточной надежности отдельных узлов даже локальные разрушения крупномасштабных установок, газопроводов, резервуаров могут стать причиной утечек большого количества токсичных веществ, вредно воздействующих на все компоненты природной среды, влекущие за собой гибель растительного и животного мира, ускоренный износ оборудования и т. д. Комплексная оптимизация технологических процессов, совершенствование оборудования, используемого при бурении, добыче, подготовке, переработке, транспортировании и хранении нефти, нефтепродуктов, природного газа явится эффективной мерой по охране окружающей среды на всех стадиях разработки нефтяных и газовых месторождений.

Особое значение в комплексе мероприятий по охране природы в нефтяной и газовой промышленности имеет предотвращение загрязнения воды и почвы. Разлившаяся нефть и другие углеводороды, опасно изменяя состав и свойства воды, превращают ее в токсичное вещество, которое опасно воздействует на рыб и других обитателей водоемов. Нефтяная пленка на поверхности водоема (одна капля нефти, разливаясь, образует пленочный круг диаметром 1,5 м) изменяет световой, тепловой, кислородный и материальный баланс среды, нарушает экологическое равновесие, условия обитания жителей подводного мира. Радикальное решение проблемы отходов следует искать в безотходной технологии, когда отходы одного производства будут служить сырьем для другого.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В период с 12 мая по 26 июня я прошел практику в ОАО "ННГФ".

В данной технологической практике я ознакомился с практическим применением геофизических методов исследований, получил навыки самостоятельной работы с геофизическими приборами, провел геофизические наблюдения, а также научился обрабатывать и интерпретировать данные по скважинам. В вышеизложенном курсовом проекте, в соответствии с поставленной задачей и условиями проведения промыслово-геофизических работ на нефтяных месторождениях, я постарался подробно описать организацию, планирование, и контроль геофизических работ, а так же вкратце ознакомить Вас с Самотлорским месторождением.



ЛИТЕРАТУРА

1) http://www.mining-enc.ru/m/mikrokarotazh

2) http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geolog/3084/%D0%9C%D0%B8%D0%BA%D1%80%D0%BE%D0%BA%D0%B0%D1%80%D0%BE%D1%82%D0%B0%D0%B6

3) http://tggf.ru/mikrokarotazh/

4) http://www.worklib.ru/dic/%D0%BC%D0%B8%D0%BA%D1%80%D0%BE%D0%BA%D0%B0%D1%80%D0%BE%D1%82%D0%B0%D0%B6/

5) http://www.drillings.ru/www/files/mikrokarotazh.html

6) http://www.vseslova.ru/index.php?dictionary=bes&word=mikrokarotaj

7) https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D0%B5%D0%BE%D1%84%D0%B8%D0%B7%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B5_%D0%B8%D1%81%D1%81%D0%BB%D0%B5%D0%B4%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD

8) http://gcbs.ru/tum/Neft/Samotlor.html

9) http://cbtrb02.ru/?utm_source=yandex&utm_medium=cpc&utm_campaign=cid|13692571|search&utm_content=gid|807532073|aid|1066210152|3866075561_&utm_term=%D0%BE%D1%85%D1%80%D0%B0%D0%BD%D0%B0%20%D1%82%D1%80%D1%83%D0%B4%D0%B0&pm_source=none&pm_block=premium&pm_position=1&yclid=5928535517028678625

Размещено на Allbest.ru

...