Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное автономное профессиональное

образовательное учреждение

«Лениногорский нефтяной техникум»

Специальность 130103 (21.02.11)

«Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Тема: «Комплекс ГИС в бурящихся скважинах для литологического расчленения разреза и выделения пластов-коллекторов на Ромашкинском месторождении»

Лениногорск-2015

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о районе работ

1.2 Краткая история геолого-геофизического изучения района

1.3 Стратиграфия и литология

1.4 Тектоника

1.5 Гидрогеология

1.6 Нефтеносность

2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Электрический каротаж

2.1.1 Кажущееся сопротивление (КС)

2.1.2 Боковой каротаж (БК)

2.1.3 Боковое каротажное зондирование (БКЗ)

2.1.4 Боковой микрокаротаж (БМК)

2.1.5 Индукционный каротаж (ИК)

2.2 Каротаж ПС

2.3 Радиоактивный каротаж

2.4 Резистивиметрия

2.5 Ядерно - магнитный каротаж (ЯМК)

2.6. Кавернометрия

2.7 Аппаратура, применяемая при проведении электрического каротажа

2.8 Методика проведения геофизических исследований

2.9 Обработка и интерпретация результатов исследования

3. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Охрана труда и техника безопасности при проведении геофизических исследований

3.2 Требования для безопасного проведения промыслово-геофизических работ

3.3 Промышленная санитария и противопожарные мероприятия

3.4 Мероприятия по охране окружающей среды при проведении геофизических исследований

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Расчет нормативной продолжительности (трудоемкости) исследования «Промежуточный каротаж»

4.2 Расчет стоимости проведения промыслово-геофизического исследования «Промежуточный каротаж»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

исследование геофизический мероприятие противопожарный

Геофизические исследования скважин являются областью прикладной геофизики, в которой современные физические методы исследования вещества используются для геологического изучения разрезов, пройденных скважинами, выявления и оценки запасов полезных ископаемых, получение информации о ходе разработки месторождений и о техническом состоянии скважин.

Исследование скважин геофизическими методами проводится в четырех направлениях:

1. Изучение геологических разрезов скважин;

2. Изучение технического состояния скважин;

3. Контроль разработки месторождений нефти и газа;

4. Проведение прострелочно-взрывных и других работ в скважинах геофизической службой.

1. Изучение геологических разрезов скважин - самое важное направление. В нём используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические и другие методы. Применение их основано на изучении физических естественных и искусственных полей разной природы. Интенсивность этих излучений зависит от физических свойств горной породы.

2. Изучение технического состояния скважины. Решает следующие задачи:

1) Измерение диаметра скважины (кавернометрия и профилеметрия);

2) Измерение искривления скважин - инклинометрия;

3) Оценка качества цементирования и другие.

3. Контроль за разработкой месторождений. Решает следующие задачи:

1) Исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте;

2) Определение состава флюида в стволе скважины;

3) Изучение эксплуатационных характеристик пластов.

4. Проведение ПВР и других работ в скважине - это перфорация обсадных труб для сообщения скважины с пластом, отбор образцов пород из стенок скважины и т.д.

Геофизические исследования разрезов скважин выполняются широким комплексом, включающим электрические, магнитные, радиоактивные, радиоактивные, термические, механические и физико-химические (геохимические) методы для решения задач. Изучение геологического разреза, выделение коллекторов в интервале детальных исследований разрезов скважин, определение характера насыщения, толщины, удельного электрического сопротивления, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, глинистости, проницаемости в открытом стволе скважины.



1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о районе работ

Ромашкинское месторождение находится в юго-восточной части Татарстана и расположено к северо-западу от города и железнодорожной станции Бугульма.

В административном отношении оно занимает территории Лениногорского, Бугульминского, Азнакаевского и Альметьевского районов. Этот район представляет собой возвышенное плато с абсолютными отметками водоразделов 150-350 м над уровнем моря. Плато рассечено гидрографической сетью, состоящей в основном из р. Степной Зай с ее многочисленными притоками, на ряд возвышенных причудливо изрезанных водоразделов, напоминающих собой всхолмленные увалы. Имеется множество оврагов, на дне некоторых наблюдаются многочисленные выходы источников воды в виде родников и ручьев (Рис. 1.1).

Водоразделы покрыты в большинстве случаев лиственным лесом, причем залесенность достигает примерно 15%.

Климат. Характерной чертой климата является резко выраженная континентальность. Для этих районов характерна суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами и жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13.7 до -14.5 С. Иногда июльская температура колеблется от +18.5 до 19.5 С, но иногда достигает +35 С. Наибольшее количество осадков приходится на апрель и октябрь.

Почвы. Почвы, в основном черноземные, имеют участки с выходом на дневную поверхность коренных пород: известняков, мергелей, глин и песчаников.



Рис. 1.1 Обзорная карта расположения площадей Ромашкинского месторождения по состоянию на 01.01.2011 г. масштаб 1:1000000

Орогидрография. Основной объем запасов пресной воды республики приходится на главные реки Татарстана - Волгу, Каму, Вятку и Белую и на два крупнейших водохранилища на этих реках - Куйбышевское и Нижнекамское. Общий сток четырех рек республики за год составляет 234 млрд.куб.м. Значительное количество воды несут малые реки и ручьи. Их годовой сток в сумме составляет максимально 7 млрд.куб.м, или слой воды в 105 мм. Главными реками Татарстана являются Волга, Кама и два притока Камы - Белая и Вятка. Кроме четырех больших рек, на территории Татарской республики текут около 500 малых рек, имеющих длину не менее 10 км, и многочисленные ручьи.

Полезные ископаемые. Основным полезным ископаемым является нефть. Из других немногочисленных полезных ископаемых можно назвать: битуминозные песчаники, большие залежи известняков, глин, гипсы, применяемые в строительной промышленности. Известняки залегают в кровле нижнего горизонта верхнеказанского подъяруса и разрабатываются у г. Лениногорска. В районе г. Лениногорска имеются медистые песчаники, приуроченные к верхней и средней частям верхнеказанских отложений. Разработка их не ведется.

Экономика. Экономико-географическое положение Татарстана исключительно благоприятно. Сеть транспортных путей соединяют Татарстан с важнейшими экономическими районами страны. Ось этой сети - Волго-Камский водный путь - дает выход в Каспийское, Черное, Азовское, Балтийское, Белое моря. Кроме Волги и параллельных ей транспортных магистралей, территорию Татарстана пересекают транзитные железные дороги, связывающие европейскую и азиатскую части. Строительство нефте- и газопроводов и линий электропередачи способствуют улучшению ЭГП района.

Транспорт. Республика располагает развитой транспортной сетью. Её основу составляют авиалинии, автомагистрали, железные дороги, четыре судоходные реки: Волга, Кама, Вятка, Белая.

В отношении транспортных коммуникаций Татарстан занимает узловое положение на связях Урала, Сибири и Дальнего Востока с европейской частью Российской Федерации и рядом стран СНГ.

Столица Татарстана - Казань находится на расстоянии 797 км к востоку от Москвы. Дорога от Москвы до Казани занимает 12 часов поездом, или 1 час самолетом.

1.2 Краткая история геолого-геофизического изучения района

Первые сведения о геологии и полезных ископаемых встречаются в трудах ряда ученных XVIII века. В начале XIX века район Татарстана посетили Широнин и Гурьев. Они описали горные породы правобережья реки Волги. Систематическое изучение территории Татарстана было начато в 1860 г. геологами Казанского Университета. В течение 1860 - 1900 гг. А.А. Штуненберг проводил исследования в Прикамье и Поволжье.

В 1888 г. М.И. Кротов, А.В. Лавровский и А.В. Нечаев приступили к 10-и верстной геологической съемке бывшей Казанской губернии, но эта работа не была закончена. В 1924 г. работы по геологической съемке продолжились. Они проводились систематически в течение ряда лет и завершились под руководством Наинского. Им же была разработана детальная стратиграфия Казанских отложений.

Планомерное изучение нефтеносности в осадочном комплексе Татарстана началось после Октябрьской революции. История выявления нефтеносности описана в книге И.М. Губкина «Урало-Волжская или Восточная нефтеносная область», в которой излагается история геологического изучения области со второй половины XIX века по 1938 г., и высоко оценены перспективы нефтеносности этой области.

Основными вехами в создании Урало-Волжской нефтеносной провинции является открытие в 1928-1938 гг. в терригенных и карбонатных отложениях нижнего и среднего карбона в Сызрани и Туймазах залежей нефти. В результате проведенного комплекса геолого-съемочных и буровых работ к концу 40-х годов была подготовлена к глубинному бурению Ромашкинская структура.

В 1939 г. началось разбуривание девонских отложений Татарстана.

В 1941 г. буровые работы начались на Шугуровской площади, где в 1943 г. в верей-намюрских отложениях была получена первая промышленная нефть. В 1946 г. на этой же структуре были разведаны значительные залежи нефти в пластах бобриковского горизонта и известняках турнейского яруса. Первые месторождения девонского яруса были открыты в 1946 г., на Бавлинской структуре в 1948 г. было открыто Ромашкинское месторождение девонской нефти, эксплуатационное бурение началось в 1952 г.

Впоследствии разведочные работы доказали, что к Ромашкинскому месторождению относятся: Зеленогорская, Верхне-Сулеевская, Лениногорская и Абдрахмановская площади.

Кроме того, на Ромашкинском месторождении, помимо нефтеносности пластов девона были обнаруженны пласты, которые были обозначены Д2, Д1, Д0.

В 1948 г. вышел сборник «Геологическое строение и нефтеносность ТАССР» Мельникова, Троепольского и других, где были обобщены исследования по стратиграфии, тектонике и нефтеносности Татарии. В 1949 г. В.Д. Каиновым был обобщен и геофизический материал разведанных площадей Татарстана и было доказано, что электрические реперы, выделенные в разрезах западной Башкирии, хорошо прослеживаются в Татарстане. В 1953 г. разведочными скважинами была охвачена почти вся территория юго-востока. В середине 50-х годов началось планомерное изучение строения и нефтеносности карбонатных толщ палеозоя с целью широкого развертывания поисков и разведки залежей нефти. В 1955 г. в Бугульминском НИИ была составлена генеральная схема разработки Ромашкинского месторождения, на ее базе были составлены проекты и техническая схема разработки Минибаевской и Абдрахмановской площадей. С 1958 г. в ТатНИИ велись работы по подсчетам запасов и проектированию разработки отдельных площадей Ромашкинского месторождения.

Кроме геолого-съемочных исследований на территории Татарстана проводились и геофизические исследования. В 1949 г. была проведена гравиметрическая съемка масштаба 1:200000, а начиная с 1958 г. КГЭ (г. Бугульма) треста начала проведение геофизических работ в масштабе 1:50000 с сечением изолиний через 0,5 и 0,25 мГал.

Электроразведочные работы на площадях, примыкающих к долинам рек Волги и Камы, впервые были начаты с 1938 г., в результате на левом берегу реки Волги в районе устья реки Камы было впервые выявлено продолжение Камско-Устьинского поднятия. С 1950 г. продолжаются сейсмические исследования, в результате которых были получены сейсмические разрезы по нескольким отражающим горизонтам, намечены перспективные участки площадных работ.

В результате проведения всех описанных выше работ было установлено, что основная часть охарактеризованного глубоким бурением Ромашкинского месторождения представляет собой одну структуру, осложненную отдельными поднятиями.

В целом открытие уникального Ромашкинского месторождения явилось выдающимся событием не только в истории Татарстана и Урало-Волжской нефтеносной провинции, но и нефтяной промышленности всей страны. Оно обеспечило резкое наращивание запасов и повышение уровня добычи нефти. На этом месторождении нашли решение многие методические вопросы теории и практики поисков и разведки, нефтепромысловой геологии, анализа процесса разработки и проектирования исключительно сложных по своей характеристике эксплуатационных объектов, широко использованные в дальнейшем на месторождениях крупнейших нефтедобывающих регионов.

1.3 Стратиграфия и литология

Осадочная толща месторождения сложена образованиями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем и залегает в пределах Татарского свода на гранитогнейсовых породах кристаллического фундамента.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)

Отложения девонской системы представляют собой терригенные отложения ее среднего отдела и терригенно-карбонатные верхнего.

В составе СРЕДНЕГО ДЕВОНА (D₂) выделяются отложения живетского (D₂zv) и эйфельского (D₂ ef) ярусов.

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (D₂¹bs) являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения, распространенные, в основном, на его южных и центральных площадях. Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя - базальная гравийно-песчаная (пласт Д_V) и перекрывающая ее - карбонатно-аргиллитовая.

В живетском ярусе выделяется старооскольский горизонт (D₂st), объединяющий в своем составе воробьевские (D₂²vb) (пласт Д_IV), ардатовские (D₂²ar) (пласт Д_III) и муллинские (D₂²ml) (пласт Д_II) слои. Пласт Д_IV представлен светло-серыми или темно-коричневыми, нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои глинисто-алевролитовых и карбонатных пород. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом. Пласт Д_III слагается глинистыми алевролитами пятнисто-окрашенными с прослоями оолитовых руд и мелкозернистых песчаников. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется электрорепер «средний известняк»- буровато-серые, темно серые органогенные известняки. Пласт Д_II сложен темно серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками. Характерно присутствие зеленовато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками.

В разрезе ВЕРХНЕГО ДЕВОНА (D₃) выделяются франский (D₃fr) и фаменский (D₃fm) ярусы, которые делятся на нижний, средний и верхний подъярусы.

К нижнефранскому подъярусу (D₃fr₁) приурочены отложения пашийского и тиманского (ранее кыновского) горизонтов. Пашийский горизонт (D₃fr₁рs) сложен кварцевыми песчаниками от светло-серого до темно коричневого (в зависимости от нефтенасыщенности), и алевролитами серыми, песчаными, слоистыми. Мощность горизонта 50 м. Отложения тиманского (D₃fr₁tm) горизонта четко ограничиваются по материалам ГИС реперами. В подошве эго репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно серыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато-коричневые аргиллиты и алевролиты. Еще выше прослеживается репер «аяксы», сложенный известняками. Мощность горизонта 20-30 м.

В разрезе среднефранкского подъяруса (D₃fr₂) выделяются отложения саргаевского и семилукского (ранее - доманикового) горизонтов. Отложения саргаевского горизонта (D₃fr₂sr) представлены известняками темно серыми, с прослоями брекчиевидного известняка в верхней части. Мощность горизонта 50 м. Для отложений семилукского горизонта (D₃fr₂sm) характерны темно серые, битуминозные, участками сильно окремнелые, трещиноватые известняки с прослоями мергелей и горючих сланцев. Мощность горизонта 33-50 м.

В пределах верхнефранского подъяруса (D₃fr₃) выделяются речицкий (D₃fr₃rc) (ранее мендымский), воронежский (D₃fr₃vr), евлановский (D₃fr₃ev) и ливенский (D₃fr₃lv) горизонты. Отложения речицкого горизонта представлены серыми и темно серыми прослоями органогенных известняков. Мощность горизонта 33-50 м. Характерным для трех следующих горизонтов является сложение их известняками серыми и темно серыми в различной степени глинистыми. Для воронежских образований характерно наличие трещиноватых и брекчиевидных прослоев, а для евлано-ливенских - органогенных разностей, представленных водорослевыми и фораминиферовыми известняками.

Нижнефаменский подъярус (D₃fm₁) представлен задонским (D₃fm₁zd) и елецким (D₃fm₁el) горизонтами. Они сложены светло-серыми известняками, участками пористыми и кавернозными, и доломитами светло-серыми, иногда с включением гипса и ангидрита. Общая мощность горизонтов 150 м.

Для отложений данково-лебедянского (D₃fm₂dn+lb) горизонтов среднефаменского подъяруса (D₃fm₂) характерно переслаивание светлых, часто сильно перекристализованных известняков с тонкими прослоями доломитов и трещиноватых, битуминозных известняков. Мощность горизонта 50 м.

В верхнефаменском подъярусе (D₃fm₃) выделяются озерско-хованские отложения и зиганский горизонт (D₃fm₃zg) в нижней части ранее выделявшегося заволжского горизонта. Подъярус сложен известняками серыми и светло-серыми с неровными поверхностями напластования, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение. Мощность горизонта 50-80 м.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С) КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА На территории месторождения представлена 3 отделами: нижний, средний и верхний.

НИЖНИЙ КАРБОН (C₁). В его пределах выделено три яруса: турнейский (С₁t), визейский (С₁v) и серпуховский (С₁s).

Турнейский ярус включает ханинский и шурановский надгоризонты. В ханинском надгоризонте (С₁t₁) выделяются три горизонта: гумеровский (С₁t₁gm), малевский (С₁t₁ml) и упинский (С₁t₁up). Отложения подъярусов представлены известняками серыми, тонкозернистыми участками детритусовыми. Общая мощность горизонтов 30 м. В шурановском надгоризонте (С₁t₂) выделяются черепетский и кизеловский горизонты общей мощностью до 50 м. Черепетский горизонт (С₁t₂cr) представлен серыми, крепкими, иногда пористыми нефтенасыщенными известняками. Кизеловский горизонт (С₁t₂kz) слагается известняками светло-серыми и буровато-коричневыми, пористыми, нефтенасыщенными.

Визейский ярус делится на кожимский (С₁v₁kzh) и окский (С₁v₁ok) надгоризонты или нижний и верхний подъярусы. В кожимском надгоризонте выделяются косьвинский (ранее - елховский) (С₁v₁ks), радаевский (С₁v₁rd) и бобриковский (С₁v₁bb) горизонты. Первые два горизонта слагаются внизу аргиллитами, а выше с включением прослоев песчаников и алевролитов, включающими растительные остатки. Общая мощность горизонтов 14-16м, но вследствие размыва в отдельных разрезах они отсутствуют. Бобриковский горизонт сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда с линзами углей. Песчаники и алевролиты, серые до темно бурых в зависимости от нефтенасыщения, преимущественно мелкозернистые, кварцевые. В кровле граница отмечается переходом в глинистые известняки тульского горизонта. Мощность горизонта 20-25м.

В составе окского надгоризонта или верхневизейского подъяруса выделяются тульский (С₁v₂tl), алексинский (С₁v₂al) и михайловский (С₁v₂mh) горизонты. В строении тульского горизонта могут принимать участие как терригенные, так и карбонатные породы. Терригенные породы представлены песчаниками и алевролитами и аргиллитами с примесью углисто-глинистого материала. Карбонаты представлены известняками зернистыми, глинистыми, нередко окремнелыми. Мощность горизонта 20 м. Алексинский горизонт в целом сложен переслаиванием терригенных и карбонатных пород, представленных аргиллитами и алевролитами темно серыми, углистыми и известняками органогенно-обломочными и микрозернистыми, серыми, а также доломитами, нередко трещиноватыми. Отложения михайловского горизонта представлены доломитами серыми и буро-серыми с линзами ангидрита. Общая мощность надгоризонта до 150 м.

Отложения серпуховского яруса включают тарусский (C₁s₁tr), стешевский (C₁s₁ct) и протвинский (C₁s₂pr) горизонты, представленные кристаллически-зернистыми желтовато-серыми и буровато-белыми доломитами, перекристаллизованными, прослоями кавернозными и трещиноватыми. Мощность яруса 150 м.

СРЕДНИЙ КАРБОН (C₂) включает башкирский (С₂b) и московский (С₂m) ярусы.

Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными и зернистыми с прослоями доломитов светло-серых, тонко- и микрозернистых, прослоями загипсованных. Верхняя граница проводится по смене карбонатных пород на терригенные верейского горизонта. Мощность пачки пород башкирского возраста 20-40 м.

Московский ярус подразделяется на верейский (С₂m₁vr), каширский (С₂m₁ks), подольский (С₂m₂pd) и мячковский (С₂m₂mc) горизонты. Отложения верейского горизонта представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов; в средней части горизонта выделяются органогенно-обломочные и органогенные серые и темно серые известняки. Мощность горизонта 35-55 м. Для отложений каширского, подольского и мячковского горизонтов характерны известняки светло-серые, а также доломиты светло-серые, участками известковистые. Наблюдаются фораминиферовые, брахиоподовые и водораслевые разности. Общая мощность горизонтов 200-250 м.

Так как отложения ВЕРХНЕГО КАРБОНА (C₃) не представляют собой промышленного интереса, то в литературе их рассматривают как мощную толщу карбонатных пород, которые в нижней части представлены серыми и светло-серыми органогенно-обломочными доломитизированными известняками. Верхняя часть сложена доломитами светло-серыми и серыми, мелкокристаллическими и зернистыми. Характерна загипсованность пород, изредка - прослойки кремней. Мощность отложений 200-250 м.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (P)

Представлена нижним и верхним отделами.

В НИЖНЕЙ ПЕРМИ (P₁) выделяются ассельский (Р₁a), сакмарский (Р₁s), артинский (Р₁ar) и кунгурский (Р₁kg) ярусы. Ассельский ярус сложен переслаиванием глинистых органогенно-обломочных известняков и загипсованных доломитов. Самаро-артинские отложения сложены карбонатно-сульфатными и глинисто-карбонатными породами с редкими прослоями известняков. Для отложений кунгурского яруса характерны гипсы с прослоями доломитов. Общая мощность отдела 400 м.

В разрезе ВЕРХНЕЙ ПЕРМИ (P₂) выделяются уфимский (Р₂u), казанский (Р₂kz) и татарский (Р₂t) ярусы. Отложения уфимского яруса сложены пестроцветными и красноцветными песчанистыми глинами, песчаниками, аргиллитами, алевролитами и мергелями. Встречаются прослои известняков и гипса. Мощность отложений до 100 м. Отложения казанского яруса делятся на два подъяруса: нижнеказанский (P₂kz₁) сложен серыми и зеленовато-серыми известковистыми песчаниками и глинами; верхнеказанский (P₂kz₂) - переслаиванием красноцветных глин и песчаников. Мощность яруса 150 м. Отложения татарского яруса залегают на размытой поверхности казанского яруса и представлены пестроокрашеными, желтовато-бурыми и красными глинами и песчаниками с редкими прослоями черных известняков и мергелей. Мощность отложений 100 м.

ЧЕТВЕРТИЧНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (Q)

Представлены на всей территории аллювиальными осадками речных долин в виде галечников и суглинков, а также желтыми и желтовато-серыми суглинками и глинами делювия водораздела и склонов. Мощность отложений 5-10 м.

1.4 Тектоника

Татарское сводовое поднятие, как одна из крупнейших положительных структур Волго-Уральской нефтеносной провинции, является сложным по строению древним тектоническим образованием субмеридионального простирания. Поднятие разделяется Сарайлинским прогибом на Южный и Северный купола, своды и склоны которых разбиты на ряд приподнятых и опущенных блоков. Абсолютные отметки залегания кровли кристаллического фундамента составляют на Северном куполе - 1495 м, на Южном куполе - 1520 м. От них поверхность фундамента гипсометрически понижается в пределы Мелекесской впадины и Сарайлинского прогиба. В строении Южного купола принимают участие два комплекса отложений: фундамент, сложенный мощной толщей гранито-гнейсовых кристаллических пород, и осадочный чехол палеозоя.

Ромашкинское месторождение в тектоническом отношении приурочено к крупному структурному элементу 2-го порядка - Южному куполу Татарского свода. Ю-Ромашкинская площадь расположена южнее свода Ромашкинской структуры. Самые высокие отметки залегания кровли пашийского горизонта приурочены к северу Ю-Ромашкинской площади - Абдрахмано-Ромашкинскому разрезающему ряду. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Несколько круче погружаются слои в юго-восточном направлении от самой высокой части площади. На общем фоне полного погружения слоев выделяются небольшие локальные поднятия и погружения с амплитудой от 2 до 10 км, которые усложняют общий структурный план. Для западного и южного разрезающих рядов Ю-Ромашкинской площади характерно более глубокое залегание кровли пашийского горизонта, чем для прилегающих эксплуатационных рядов. В северной части отметки по скважинам эксплуатационных и разрезающих рядов почти одинаковы.

Ромашкинское нефтяное месторождение по поверхности кристаллического фундамента представляет собой ассиметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды. Оно структурно приурочено к сводовой части Южного купола. Наиболее повышенная его часть, Ромашкинская вершина, является крупной структурой блокового строения, оконтуривается изогипсой - 1500 м и имеет высоту около 50 м. Наиболее высокие отметки прослеживаются в юго-восточной части Павловской площади. В пределах вершины выделяются Минибаевско-Альметьевский, Павловско-Сулеевский и Азнакаевский блоки меридионального направления, которые разделены узкими грабенообразными прогибами.

Магматическая деятельность в толще кристаллического фундамента сопровождалась внедрением интрузий и эффузий и явлениями частичного гидротермального изменения пород.

Магматические горные породы в пределах Татарстана установлены как в кристаллическом фундаменте, так и в прикрывающих его девонских отложениях. Среди пород фундамента обнаружены габбро-нориты (Черемшна, Нурлат), габбро-диабазы и диабазы (Азнакаево, Ромашкино, Сулеево и др.), описанные различными исследователями.

Большинство исследователей пришли к выводу о разновозрастности различных проявлений основного магматизма, имевших место на востоке Русской платформы. В стратиграфической схеме В.П.Флоренского и Т.А.Лапинской указано, что возрастное положение габбро-норитовых пород неясно, а габбро-диабазы ими отнесены к верхам протерозоя. Часть магматических образований, главным образом эффузивного типа, по их данным отнесена к нижнему палеозою. А по предположению Л.М.Миропольского, в промежутке от верхнего протерозоя до среднего палеозоя на востоке Русской платформы имело место несколько этапов магматизма.

В составе кристаллического фундамента, кроме магматических пород основного ряда, В.П.Флоренским и др. выделяются породы гранитоидного типа - плагиоклазовые гранитогнейсы и разгнейсовые гранодиориты.

1.5 Гидрогеология

Гидрогеологические особенности осадочной толщи Ромашкинского месторождения, занимались многочисленные исследовательские организации. Водовмещающими являются песчаники, алевролиты трещиноватые, пористо-кавернозные известняки и доломиты, а водоупорными - аргиллиты, сланцы, плотные глинистые и карбонатные породы, гидрохимические толщи.

При этом вся толща делится на десять водоносных комплексов:

1. Девонский терригенный;

2. Девонский карбонатный;

3. Турнейский карбонатный;

4. Нижнекаменноугольный терригенный;

5. Окско-серпуховский карбонатный;

6. Протвинско-башкирский карбонатный;

7. Верейский терригенный;

8. Средне- и верхнекаменноугольный карбонатный;

9. Нижнепермский карбонатный;

10. Вышележащий карбонатный.

По условиям залегания водоносные комплексы подразделяются на две группы: залегающие ниже и выше уровня вреза речных долин.

К первой группе относятся комплексы, приуроченные к ассельским и нижележащим образованиям, а ко второй - к сакмарским и вышележащим.

Наиболее водообильными является девонский терригенный комплекс:

1. Химический состав подземных вод

Подземные воды неоднородны по составу. Снизу вверх хлоридные воды сменяются сульфатными, а сульфатные - гидрокарбонатными.

Химический состав вод терригенных отложений девона характеризуется общей минерализацией 260-280 г/л.

В солевом составе вод количество ионов хлора занимает 40-50%, ионов Na и K - 34-35%, ионов Ca и Mg - 15-16%. Количество сульфат- и гидрокарбонат-ионов не превышает 0,1-0,2%.

2. Газовый состав подземных вод

По газовому составу подземных вод прослеживается зональность.

Первая зона - метаново-азотная - охватывает воды терригенных отложений девона, лежащих под мощными аргиллитами кыновского горизонта. В этой зоне суммарное количество углеводородов достигает 60-80 объемных процентов. Наличие нефтяной залежи обуславливает большое количество в водах нефтяных углеводородов.

3. Физические свойства подземных вод

На Ромашкинском месторождении в терригенных отложениях девона установлена восстановительная среда, характеризующая минусовым потенциалом и обусловливающая все геохимические процессы, протекающие в этих толщах. Данные по вязкости, поверхностному натяжению и электропроводности указывают на то, что вязкость вод терригенных отложений девона при 20 ^оС составляет 1.8-1.9 сп.

Температура подземных вод терригенных отложений девона колеблется между 30-40 ^оС.

С изменением общей минерализации связано изменение удельных весов вод.

В геологическом разрезе Ромашкинского месторождения можно выделить три основные гидрогеологические зоны:

1. Верхнюю - пресных вод;

2. Среднюю - солоноватых и минеральных вод;

3. Нижнюю - рассольных вод.

Нижняя зона объединяет водоносные горизонты девона и нижнего карбона, средняя - горизонты среднего, верхнего карбона и нижней перми, верхняя - горизонты верхней перми.

В нижней зоне выделяют три гидрохимические подзоны, четко отличающиеся химизмом вод и газов, благодаря затрудненной между ними гидродинамической связи.

1.6 Нефтеносность

В результате проведения большого объема поисково-разведочных работ и промыслово-геофизических исследований было установлено, что Ромашкинское месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и тиманский горизонты). На долю этих горизонтов приходится 83,5% разведанных запасов.

Основные продуктивные горизонты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрографическому составу, коллекторским свойствам и насыщенности слагающих пород.

Продуктивные отложения пашийского горизонта (Д₁), а также и пласта Д₀ тиманского горизонта являются основными промышленными объектами Ромашкинского месторождения, и поэтому с момента его открытия они являлись предметом детального изучения.

Пашийский горизонт Д₁ является многопластовым объектом, представленный переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород. Характерной особенностью пашийского горизонта в целом является частая смена песчано-алевритовых пород глинистыми разностями как по разрезу так и по площади. За основные реперы, которые регионально выдержанны и используются для корреляции разрезов, приняты «глины» и «верхний известняк». Нижняя граница горизонта проводится по кровле аргиллитовой пачки (репер «глины»), перекрывающей пласт Д_II. Верхняя граница проводится по подошве карбонатной пачки (репер «верхний известняк»). Для более уверенного разделения горизонта на верхне- и нижнепашийские пачки, был выделен дополнительный репер «аргиллит», залегающий над кровлей пласта в.

В настоящее время на месторождении принята схема с выделением в пределах горизонта Д₁ восьми пластов верхнепашийской (пласты а,б₁,б₂,б₃) и нижнепашийской (пласты в,г₁,г₂₊₃ и д) пачек, которые отличаются по характеру площадного строения.

Литологическая характеристика пластов-коллекторов пашийского горизонта для всех песчано-алевритовых пачек близка. В целом можно отметить несколько большую глинистость и повышенную карбонатность отложений верхнепашийского подгоризонта по сравнению с нижнепашийским. Разделы между пластами Д_I слагаются в основном глинисто-алевролитовыми, алеврито-глинистыми и аргиллито-алевритовыми породами темно-серой, серой и зеленовато-серой окраски, иногда с прослоями буровато-серого, глинистого, мелкозернистого доломита.

Отложения пласта Д₀ тиманского горизонта вскрыты, а его средней части и по разрезу ограничены глинистыми породами. Пласт сложен песчано-алевролитовыми породами, во многих случаях он монолитен, имеет толщину 2-4 м, но может быть расчленен на 1-2 прослоя.

Нефтенасыщенные коллекторы наиболее развиты на севере, северо-западе и западе месторождения, где пласт представлен различными по продуктивности группами коллекторов, среди которых значительное место занимают высокопродуктивные. Частью скважин вскрыты зоны отсутствия коллекторов.

В 80-е годы был выполнен большой объем методических работ по анализу и обобщению накопленной литолого-петрографической, геолого-промысловой и промыслово-геофизической информации, на основании чего были установлены классификационные кондиционные значения коллекторов по проницаемости с выделением по этому параметру семи классов пластов (таблица №1).

На основе комплексного анализа данных при подсчете запасов в середине 80-х годов была предложена новая нефтепромысловая классификация. В этой классификации деление пород на группы проведено по двум важнейшим и влияющим на разработку параметрам - проницаемости и глинистости (таблица №2). [9]

Таблица 1.

Классификация пластов-коллекторов горизонта Д_I и пласта Д₀

Группа пластов по проницаемости	Класс пород	Соотношение пород в пластах, %	Средние значения параметров	Характер нефтенасыщения
		Песчаники	Алевролиы	Глинистые породы	Кп, %	Кпр, мкм	Кн, %
Высокопрониц.	I	91,3	7,1	1,6	22,5	1,361	91,2	Сплошное интенсивное, равномерное
	II	72,6	26,6	0,8	21,3	0,696	89,9	Сплошное интенсивное, довольно равномерное
	III	57,4	41,4	1,3	20,3	0,399	85,1	Сплошное, неравномерное, интенсивное
Среднепроницемые	IV	31,3	64,6	4,1	18,2	0,240	60,7	Сплошное послойно-неравномерное, интенсивное
	V	33,8	53,0	13,2	16,2	0,066	67,8	Послойно-неравномерное
Низкопроницаемые	VI	52,0	40,0	11,4	13,6	0,023	65,8	Прерывистое, средне- и слабо-интенсивное
	VII	13,3	6,7	80,0	12,3	0,005	---	Отсутствует или слабо-интенсивное

Таблица 2.

Коллекторская характеристика продуктивных отложений

Параметры	Породы- неколлекторы	Породы-коллекторы
		1 класс	2 класс
		Высокопроду-ктивные	Высокопроду-ктивные глинистые	Малопроду-ктивные
Пористость, %	<12.6	17 - 30	15 - 25	12.6 - 19
Проницаемость, мкм2	<0.03	>0.1	>0.1	0.03 - 0.1
Нефтенасыщен., %	<50.0	80.5 - 90.0	72.8 - 82.9	50.0 - 80.0
Глинистость, %	-----	<2.0	>2.0

Терригенный комплекс девона выделен в интервале разреза осадочной толщи от подошвы эйфельских до кровли тиманско-саргаевских отложений. В пределах комплекса выявлены залежи различного размера, залегающие на глубинах 1600-2000 м. Тип залежей в основном пластово-сводовый, хотя могут быть и литологически экранированные. В отложениях живетского яруса промышленно нефтеносными являются пласт Д_IV (воробьевские слои) и пласт Д_III (ардатовские слои) на территории локальных поднятий. Лишь на единичных скважинах нефтеносны отложения пласта Д_II (муллинские слои). Наиболее значительные нефтепроявления по разрезу осадочной толщи месторождения связаны с отложениями франского яруса верхнего девона, а именно с пашийским горизонтом (Д_I) и тиманским горизонтом (пласт Д₀).

Большинство выявленных к настоящему времени наиболее значительных залежей нефти с повсеместно развитыми коллекторами терригенных и карбонатных отложений месторождение может быть отнесено к регионально нефтеносным горизонтам.

Как уже указывалось ранее, наиболее значительные промышленные притоки нефти были получены из отложений пашийского горизонта (Д_I) и пласта Д₀ тиманского горизонта, слагающие самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводовая залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Минибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями.

При средней отметке водонефтяного контакта -1490 м размеры месторождения по внешнему контуру достигают в диаметре более 70 км, а площадь превышает 4000 м². От присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок -1490 …-1500 м.

В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта Д_I, но к периферии их число уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта. Отложения пласта Д₀ нефтеносны лишь в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут быть представлены как части единой пашийско-тиманской залежи.



2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Литологическое расчленение разрезов скважин необходимо для установления последовательности залегания пластов, их литологической характеристики, границ насыщенности, а также оценки физических параметров пластов.

Расчленение разрезов скважин по данным каротажа может быть проведено двумя способами.

1. Расчленение на пласты с помощью прямых определений их параметров по результатам анализов образцов керна, поинтервальных гидродинамических исследований с контролем получаемых результатов по каротажу, исследований способом «каротаж - воздействие - каротаж» и т. п.

При этом для каждого из выделенных пластов устанавливают его геофизические характеристики по данным всех примененных методов каротажа. Совокупность характеристик , свойственных пластам каждого литологического типа, используется для оценки их литологии по данным каротажа в скважинах, где отсутствуют прямые определения параметров пластов.

2. Расчленение непосредственно по данным каротажа с учетом связей между его показаниями и искомыми литологическими характеристиками пород.

Практически литологический характер пластов определяют обоими способами с максимальным использованием описаний и анализов керна, шлама и других геологических материалов. При этом учитывают, что недостаточный вынос керна не показывает всей последовательности пробуренных скважиной пород в интервале его отбора. Кроме того, из-за погрешности определения глубин отбора керна последние могут не совпадать с глубинами пластов, установленными по каротажным диаграммам. В связи с этим керн предварительно увязывают с данными каротажа, с использованием границ пластов, литология которых надежно определена непосредственно по каротажу.

2.1 Электрический каротаж

2.1.1 Кажущееся сопротивление (КС)

КС определяет удельное сопротивление пласта. Измерение происходит с помощью зонда, содержащего несколько (обычно три) электродов (токовые, измерительные), с использованием удаленных электродов, расположенных на поверхности.

Кажущееся удельное сопротивление (КС) - значение электрического удельного сопротивления (УЭС), определенное по результатам измерения разности потенциалов U между измерительными электродами зонда и тока i через токовые электроды по формуле:

Р_к = К * ( U / i ) (2.1)

где К - коэффициент зонда.

Величина КС зависит от УЭС и мощности пластов, расположенных в области измерений, диаметра скважины и УЭС заполняющей ее промывочной жидкости, параметров зоны проникновения, а также типа и размера зонда, которым проводят измерение. Для получения сопоставимых данных все измерения в скважинах одного и того же района проводят одинаковыми (одним или двумя) зондами, называемыми для данного района стандартными. Для нашего района - N11.0M0.5A. Зонды обладают свойством взаимозаменяемости. Оно заключается в том, что при изменении назначения электродов (пропускании тока через электроды M и N, ранее бывшие измерительными, и измерении разности потенциалов между прежними токовыми электродами А и В) получают то же значение p к , которое было до изменения.

Кривая кажущегося сопротивления (кривая КС) - кривая изменения величины КС с глубиной.

Назначение данного метода - сопоставление разрезов скважин, расчленение разреза, оценка УЭС неизменной части пласта или зоны проникновения при глубоком проникновении фильтрата в пласт.

Отбивка границ пластов по кривым КС.

По кривой КС, снятой потенциал-зондом, длина которого меньше мощности пласта, границы пластов большого сопротивления отбивают следующим образом: кровлю - на половину длины зонда выше, а подошву - на ту же величину ниже точки перехода от медленного к более резкому подъему кривой КС. Границы пластов малого сопротивления отбивают, также ориентируясь на указанные точки. Мощность тонких пластов иногда определяют по ширине пики - по расстоянию между точками пересечения участков подъема и спада кривой КС с прямой, параллельной оси глубин, проведенной на некотором расстоянии от нее.

Границы переходной зоны в случае, когда ее мощность и мощность предельно нефтенасыщенной части пласта больше длины зонда, отбиваются следующим образом. Нижняя граница зоны отбивается в начале крутого подъема кривой (подошвенный градиент-зонд). Верхняя граница в максимуме кривой (подошвенный градиент-зонд) или ниже той точки, в которой наблюдается полное выполаживание кривой КС. В случае, если верхняя граница переходной зоны расположена вблизи кровли продуктивного пласта, отбивка верхней границы по кривым КС затруднена. Положение нижней границы отбивается как обычно. По каротажным кривым отбивается видимая (кажущаяся) мощность пластов.

2.1.2 Боковой каротаж (БК)

Отличается от каротажа обычными трехэлектродными зондами тем, что кроме основного (центрального) питающего электрода А_о используют дополнительные (экранирующие) электроды, через которые пропускают ток той же полярности, что и через электрод А_о. Сила тока через электроды автоматически регулируется так, чтобы ток, выходящий из электрода А_о, распространялся преимущественно в слое перпендикулярном к оси скважины. Благодаря применению экранирующих электродов с регулируемой силой тока через них уменьшается влияние на результаты измерений промывочной жидкости, заполняющей скважину, и вмещающих пород и КС получается близким к УЭС.

Обработка материалов БК включает следующие этапы: отбивку границ пластов, отсчет существенных значений КС и введение в них с помощью палеток БК поправок за влияние вмещающих пород, диаметра скважины и зоны проникновения. Основной областью применения БК являются разрезы, в которых наблюдается понижающее проникновение в пласты. Он имеет ряд преимуществ при изучении пластов малой и средней мощности, в случаях значительной дифференцированности разреза по сопротивлению, когда пласты, имеют высокое сопротивление, а также при высокоминерализованной промывочной жидкости. В случае минерализованной промывочной жидкости (Р_с = 0,2 Ом.м) применяют трехэлектродный БК-3 совместно с боковым микрокаротажем БМК и сопоставляют значения p БК-3 и p БМК. При p БК-3 ~ p БМК считают, что проникновение отсутствует и p БК-3 = p п. При пресной промывочной жидкости (Р _с = 0,2 Ом.м) и повышающем проникновении в пласт (p БК-3 p БМК) комплекс БК-3 и БМК неэффективен. В этом случае БК-3 принимают для уточнения отбивки границ пластов и расчленении разреза при определении УЭС по БКЗ и ИК. Совместное применение БК и ИК особенно эффективно в разрезах с частым чередованием тонких пластов, где применение зондов БКЗ затруднено из-за экранирующего влияния соседних пластов.

При обработке данных многоэлектродного БК, сопоставляя величины p БК б, p БК м и p БМК устанавливают наличие проникновения в пласт. Если все эти значения приблизительно равны, то проникновение отсутствует, Если p БМК p БМК p БК б (понижающее проникновение в пласт), принимают p _зп = p БМК и с помощью двухзондовых трехслойных палеток определяют УЭС.

Если скважина заполнена пресной промывочной жидкостью, комплекс многоэлектродных зондов БК применять нецелесообразно.

Отбивка границ пластов. Границы пластов отбиваются в соответствии с изложенной выше методикой, учитывая при этом данные других методов ГИС.

2.1.3 Боковое каротажное зондирование (БКЗ)

Кривая БКЗ - кривая зависимости отношения КС и УЭС промывочной жидкости от отношения длины зонда к диаметру скважины. При этом среду считают однородной в направлении оси скважины. В теории БКЗ различают пласты неограниченной и конечной мощностей.

Этот метод определяет удельное сопротивление пласта и его прискважинной части. Измерение на исследуемом участке скважины комплексом градиент-зондов различной длины (обычно от 0,4 до 8 метров). Дополнительно проводят измерения УЭС промывочной жидкости по стволу скважины и диаметра скважины.

БКЗ - это шесть градиент-зондов. Каждый зонд имеет свою длину. Наиболее информативными считаются большие градиент-зонды, т.е. зонды 4м и 8м, так как прискважинная зона пластов может быть искажена за счет влияния проникновения фильтрата бурового раствора, то градиент-зонды малой длины 0,4м, 1,0м, 2,0м могут нести неверную информацию о насыщенности тех или иных пластов (в буровой раствор нередко добавляют нефть).

Отбивка границ пластов. По кривой КС, снятой подошвенным градиент-зондом, длина которого меньше мощности пласта, отбивку подошвы пласта большого сопротивления следует производить по максимуму кривой или ниже него на половину расстояния между парными электродами. По кривой КС, снятой градиент-зондом, длина которого больше мощности пласта, границы пласта отбиваются против крутого подъема (спада) кривой.

Отбивка границ пласта малого сопротивления по кривой КС, снятой подошвенным градиент-зондом: подошву отбивают ниже минимума на половину расстояния между парными электродами, кровлю - по максимуму или ниже максимума на половину расстояния между парными электродами. При большом УЭС вмещающих пород минимум часто, особенно при больших зондах, располагается против вмещающих пород. В этом случае следует тщательно контролировать отбивку нраниц пласта по показаниям малых градиент- и потенциал-зондов.

Границы пласта по кривой КС, снятой кровельным градиент-зондом, отбивают так же, учитывая лишь обратный ход кривых по сравнению с ходом кривой, снятой подошвенным градиент-зондом.

Границы прослоев малого сопротивления, а также границы тонких пластов (прослоев) при чередовании их отбивают исходя из правил отбивки границы тонких пластов малого сопротивления, ориентируясь на максимум и минимум кривой.

Если пласт большой мощности с переходной зоной, то по большим градиент-зондам мы можем с большой долей достоверности сказать, где осталась нефть, а где уже вода.

2.1.4 Боковой микрокаротаж (БМК)

Под боковым микрокаротажем (БМК) понимают микрокаротаж зондами с фокусировкой тока. Небольшие размеры микрозондов дают возможность получать кажущееся сопротивление, в минимальной степени искаженное влиянием среды, вмещающей породу, а при хорошем прижимном устройстве - и влияние глинистого раствора, заполняющего скважину.

Удельное сопротивление пород определяют по данным совместного анализа кажущихся сопротивлений, одновременно измеряемых микропотенциал-зондом и микроградиент-зондом. Для решения задачи также используются номограммы.

Интерпретация диаграмм бокового микрокаротажа заключается главным образом в оценке удельного сопротивления промытой части пласта. На показания БМК высокопроводящая промывочная жидкость оказывает незначительное влияние, поэтому данный метод является неотъемлемой частью комплекса геофизических работ, выполняющихся в скважинах, которые бурятся на соленом растворе.

Данные БМК дают возможность измерять значения удельных сопротивлений пород в зоне их непосредственного прилегания к стенке скважины. Это дает возможность по данным пп определить пористость или остаточную нефтенасыщенность пород.

С использованием БМК решаются следующие задачи:

1) определение УЭС промытой зоны;

2) выделение проницаемых пластов (когда между зондами отмечается приращение) и его граничным значениям для коллекторов разного типа, а также по наличию глинистой корки, отмечаемой микрокаверномером;

3) оценка мощности пластов, выделение плотных прослоев (когда приращение между зондами отсутствует) в проницаемых пластах;

...