Оценка пористости

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОЛЛЕДЖ ИМ.ЭРВЬЕ.

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: «Оценка пористости по данным ГИС»

Выполнил:

Кудинова У.Л.

ст.гр. ГНГт-12(11)-1

Руководитель :

Касимов М.М

Тюмень 2014



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

2. ТЕКТОНИКА

3. ЛИТОЛОГИЯ И СТРАТИГРАФИЯ

4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

5. КОМПЛЕКС ГИС И РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ

6. ПРИЁМЫ ОБРАБОТКИ

6.1 ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗА

6.2 ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИАМЕТРА СКВАЖИНЫ ПО КРИВОЙ КАВЕРНОМЕТРИИ

6.3 ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ

6.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ

6.5 ХАРАКТЕР НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

6.6 УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ВОДОНОСНЫХ ПОРОД И ЕГО ОЦЕНКА ДЛЯ ЗАДАННОГО РАЗРЕЗА

6.7 УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

6.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ПОРОД МЕТОДОМ БОКОВОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (БЭЗ, БКЗ)

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ



ВВЕДЕНИЕ

Потребности человечества в углеводородном сырье, отсутствие надежной альтернативы нефти и газу как топливу требуют совершенствования технологий по ее извлечению .

Основным средством изучения горных пород, вскрытых скважинами, стали в настоящее время геофизические методы исследований

v Задачи решаемые ГИС:

§ Геологические;

§ Геолого-технологические;

§ Технические;

§ Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений;

§ Прострелочно-взрывные работы в скважине.

v Цель курсового проекта:

§ Научится интерпретировать результаты ГИС

v Задачи курсового проекта:

§ Описать геологическое строение месторождения.

§ Литология, стратиграфия, нефтегазосносность.

§ Описать комплекс ГИС.

§ Оценка пористости по данным ГИС

§ Метод, решаемые задачи, методику и технику.

§ По комплексу ГИС определить фильтрационно-емкостные свойства пород.

§ Оценку проводить путём индивидуальной обработки материалов ГИС. (планшет)



1. ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

Яунлорское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Входит в состав Сургутского НГР Среднеобской НГО. Яунлорское месторождение было открыто в 1970 году. Введено в разработку в 1980 году. По величине извлекаемых запасов Яунлорское месторождение относится к крупным, а по геологическому строению - к сложным.

Яунлорское месторождение нефти расположено к югу от Сибирских увалов и приходится на болотно-озерную равнину. По геокриологическим условиям территория этого месторождения относится к южной мерзлотной зоне, характеризующейся наличием мерзлых пород при глубине их залегания от 120-130 м на водоразделах до 170-230 м.

Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Обью и сетью ее притоков. скважина пласт нефть газ

На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера: Мойкетлор, Токтурилор, Вэнтымлор, Секъяунсораклор и другие.

Район относится к слабо заселенным. Плотность населения не превышает одного человека на 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти.

С развитием работ по разработке и добыче нефти и газа район получил значительные перспективы для экономического развития всего народного хозяйства.



2. ТЕКТОНИКА

В тектоническом отношении Яунлорское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. Сургутский свод принадлежит к числу наиболее крупных структур I порядка Западно-Сибирской платформы.ЗападноСибирская платформа возникла послепротерозойское время и относится к молодым.

Рис. 2. Карта Интенсивность космофотоаномалий, отождествляемых с нефтеносными землями: 1-наиболее высокая, 2-высокая, 3-средняя, 4-слабая. Прочие космографические элементы: 5-«неуверенные» аномалии, 6-неотектонические (?) локальные поднятия, 7-зоны и участки обводнения. Проверяющая информация: 8-скважины (красным продуктивные) и контуры месторождений по неокомским пластам.

В геологическом строении ЗападноСибирские плиты, выделяют три структурных этажа: фундамент, промежуточный этаж, чехол. Они различаются по степени изменчивости слагающихся пород.

Формирование нижнего этажа закончилось в палеозе, и соответствует современному этапу развития и представленными изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергающимися орогенезу.

Промежуточный структурно-тектонический этаж, сложенный менее дислоцированными эффузивными образованиями (туфами и базальтами) пермско-триасового возраста. От образовавшегося нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью метаморфизма.

Верхний этаж сложенный мощной толщей горизонтально залегающих мезозойскокайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента и представленный терригенными песчаноглинистыми отложениями.

Согласно материалам глубинных сейсмических зондирований осреднённый сейсмический разрез земной коры Широтного Приобья выглядит так : осадочный чехол достигает мощности 3 - 4 км, верхний горизонт гранитно - метаморфического слоя имеет мощность 5 - 6 км , основная часть гранитнометаморфического имеет мощность 1520 км , базальтовый слой имеет мощность 1315 км.

В целом, Сургутский свод и осложняющие его структуры низких порядков относятся к Центральной тектонической области. Для центральной тектонической области характерным признаком является преобладание структур с северо-западным и северо-восточным простиранием.

Сургутский свод граничит на северо-западе, юго-западе и юге соответственно с Надымской, Ханты-Мансийской и Юганской мегавпадинами. На востоке Ярсомовским прогибом он отделяется от Нижневартовского свода, на севере - системой небольших впадин от Пурпейского свода. На западе, на границе Ханты-Мансийской и Надымской меговпадины через небольшую седловину амплитудой 75-100. По отношению к днищам окружающих впадин перепад глубины до наиболее приподнятой части свода по кровле равен 600-800 м.

В тектоническом плане Яунлорское месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода.



3. ЛИТОЛОГИЯ И СТРАТИГРАФИЯ

Рис. 5. Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза 1 - нижний мел К1, 2 - верхняя юра J3, 3 - средняя юра J2, 4 - нижняя юра J1, 5 - триас Т, 6 - палеозой PZ, 7 - песчаники, 8 - алевролиты, 9 - глины, 10 - аргиллиты, 11 - глины опоковидные, 12 - глины диатомовые, 13 - аргиллиты глауконитовые, 14 - аргиллиты битуминозные, 15 - известняк, 16 - базальты, 17 - глинистые сланцы



В геологическом строении месторождений принимают участие породы палеозойского фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла, сложенного песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Доюрский фундамент.

Породы доюрского фундамента представлены диабазовыми порфиритами и трещиноватыми кристаллическими базальтами, относящимися по возрасту к палеозойской группе.

Мезозойская группа

Юрская система.

Отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Мощность этих отложений колеблется от 60 до 380 м. Нижний отдел представлен Тоарским ярусом. Отложения этого возраста представлены Тюменской,Абалакской , Георгиевской и Баженовской свитами.

Нижний - средний отдел (нерасчлененные).

J1-2(тюменская свита)

Тоарский-ааленский-байосский-батский ярусы.

Отложения Тюменской свиты несогласно залегают на породах полеозойского фундамента.

Тюменская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелкозернистые, алевролиты серые, аркозовые и полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, к низу переходящие в полимиктовые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков и прослойки угля. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистые, иногда углистые. Встречаются прослои угля и углистого сидерита. Глинистые породы свит обогащены ОВ,содержание которого достигает 3%.В верхней части тюменской свиты прослеживается нефтеносный пласт. Мощность тюменской свиты изменяется от 0 до 300 м.

Верхний отдел.

Келловейский, оксфордcкий, киммериджский ярусы(нерасчлененные).

J3 kl-ox(абалакская свита).

J3 kl-ox(васюганская свита).

J3 km (георгиевская свита).

Верхнеюрские отложения представлены морскими фациями и содержат фауну аммонитов и фораминифер, позволяющие выделить келловейский, оксфордский, киммериджский ярусы, которые согласно залегают на батских отложениях. Результаты палинологических исследований не дают достаточного материала для ярусного расчленения. Представлена абалакской, васюганской и георгиевской свитами.

Отложения Абалакской свиты довольно отчетливо выделяются по всему Сургутскому нефтеносному району. Повсеместно в основании разреза свиты залегает пласт черных аргиллитов, местами битуминозных с прослоями серого алевролита. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников, алевролтов и аргиллитов. В верхней части разреза абалакской свиты прослеживается нефтеносный пласт ЮC1.

Васюганская свита представлена слабобитуминозными аргиллитами, прослеживается не по всему Сургутскому нефтеносному району.

Отложения георгиевской свиты , представленные аргиллитами битуминозными, почти черными, с включениями рыбного детрита, с отпечатками пелеципод и аммонитов. В основании свиты конкреции фосфоритов, присутствуют не повсеместно, в сводовых частях отдельных локальных структур они отсутствуют.

Волжский ярус.

J3V (баженовская свита)

Отложения волжского яруса, представленные баженовской свитой (J3v), сложены плотными темносерыми аргиллитами, отчетливо выделяются по всему району. В кровле свиты встречаются прослои глинистых известняков. Отложения согласно залегают на породах келловей-оксфорд-киммериджского возраста. В разрезе свиты прослеживается нефтеносный пласт ЮС0.

Меловая система.

Суммарная мощность меловых отложений достигает 2000 м. Меловые отложения представлены нижне и верхнемеловыми, морскими, лагунными и континентальными фациями.

Нижний отдел.

K1 br-v(Мегионская свита).

Образования этого отдела представлены преимущественно глинистыми осадками бериасс-валанжского возраста, объединенные в мегионскую свиту, которая согласно залегает на породах баженовской свиты и представлена аргиллитами темносерыми, часто алевритистыми, гидрослюдистыми. Алевролиты и песчаники аркозовые, реже полимиктовые. Встречаются обломки ростра белемнита и раковин пелеципод. В основании разреза мегионской свиты выделяется ачимовская пачка, представленная чередованием аркозовых песчаников светло-серых и серых с крупнозернистым алевролитом, с прослоями сидеритов. В составе ачимовской пачки выделяется несколько продуктивных пластов сложного строения БС22, БС19-21, БС18, БС16. В верхней части разреза мегионской свиты прослеживается четыре нефтеносных пласта БС14, БС12, БС11 и БС10.

Березовская свита четко разделяется на две подсвиты нижнюю опоковидную и верхнюю глинистую. Нижняя сложена опоками, местами переходящими в опоковидные глины. Верхняя глинами серыми, в нижней части с голубовато-зеленоватым оттенком. Мощность свиты 60-170 м.



4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

В подсчете запасов были выделены следующие залежи:

газонефтяные в пластах AC7-8;

нефтяные в пластах БС10

Залежи пластов AC7-8 Яунлорского месторождения имеют много общего с аналогичными залежами Лянторского, но есть и отличия. Результаты семи лет разработки залежей Яунлорского месторождения показывают, что по пласту AC7-8 к 1988 г. отобрано 5,4 % начальных извлекаемых запасов, при этом годовой отбор нефти упал до 1,3%, а обводненность продукции достигла 39%.

Залежи пластов АС7-8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют толщину 20 м. На Яунлорсокм поднятии в пласте образовались две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839,4 ± 4 м. и -1836,2 ± 1,2 м. соответственно).

Пласты АС7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: пористость 24%, нефтенасыщенность - 0,54 , коэффициент песчанистости 0,54 - 0,65, проницаемость 0,106 - 0,162 мкм2. Нефтенасышенные толщины достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь) и 5,9 м (Моховая площадь), газонасыщенные 16 м., в среднем 6,8 м.

Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Яунлорскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС10 литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки верхнюю и нижнюю. Верхняя пачка представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части месторождения (Восточно-моховая площадь) общая толщина верхней пачки не превышает 8-17м. Уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до 2м., в западной части месторождения верхняя пачка имеет общую толщину 10-13м. В центральной части (Моховая площадь) общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27,5 м..

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах песчаники нижней пачки целиком замещаются глинами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.

Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке -2242 (±3) м. Коллекторские свойства пласта: пористость 24%, нефтенасыщенность 0.68, коэффициент песчанистости от 0,43 до 0,56, проницаемость (443-571)х103 мкм2. Залежь пластово-сводовая высотой 70 м. площадь 38 х 47 км. На Янулорском месторождении нефтенасыщенная часть пластов по всей площади подстилается подошвенной водой, эффективные водонасыщенные толщины составляют 5--20 м, высота газовой шапки достигает 56 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по месторождению 7 м, этаж нефтеносности составляет 10--20 м . Чисто нефтяные зоны на месторождении практически отсутствуют, к водонефтяной зоне приурочено 12%, к водо-нефтегазовой-- 88% запасов нефти. Непроницаемые разделы в зоне газонефтяного контакта отсутствуют или их толщина не превышает 2 м в 60% скважин; в зоне водонефтяного контакта непроницаемые разделы отсутствуют в 70 % скважин. Условия залегания углеводородов в пласте неблагоприятны для эффективной выработки запасов нефти.



5. КОМПЛЕКС ГИС И РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ

Задачи ГИС

ГИС применяют для решения:

1. Геологических задач;

2. Геолого-технологических задач;

3. Технических задач;

4. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений;

5. Прострелочно-взрывные работы в скважине.

В песчано-глинистом разрезе Сургутского месторождения задачу расчленения и определения литологического состава разреза можно решить, применяя следующие методы геофизических исследований скважин: ПС, КС, БКЗ, dc, ИК и др. Основными дифференцирующими признаками для литологического расчленения разреза и выделения коллекторов являются: сужение ствола скважины против пласта коллектора вследствие образования глинистой корки, которая фиксируется на кавернограмме и профилеграмме, наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемого по данным электрических методов с различной глубиной исследования (БКЗ), образование отрицательной аномалии ПС, сравнительно высокая естественная радиоактивность глин и низкая песчаников.

Дополнительным признаком коллектора будет являться расхождение показаний МБК и БК.

Выше перечисленные методы могут применяться для большинства поставленных задач. В дополнении к ним для определения характера насыщения коллектора водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов необходимо будет применение методов акустического каротажа (АКШ), высокочастотного индукционного зондирования (ВИКИЗ), плотностного гамма-каротажа (ГГП), нейтронного каротажа (НКТ).

В проектируемый комплекс ГИС будут входить методы:

· стандартный каротаж;

· боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);

· индукционный каротаж (ИК);

· боковой каротаж (БК);

· микрозондирование (МКЗ);

· микробоковой каротаж (МБК);

· кавернометрия (КВ);

· радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);

· акустический каротаж (АК);

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

· резистивиметрия;

· инклинометрия;

· цементометрия (ОЦК, АКЦ).

§ БКЗ+ПС+резистивиметрия для изучения радиального градиента УС вдоль диаметра зоны проникновения;

§ МБК+микрокавернометрия (МКВ) для определения УС промытой зоны, толщины глинистой корки с целью уточнения местоположения границ коллектора;

§ БК для изучения зоны проникновения и уточнения границ пластов;

§ ИК для определения электропроводности пластов при слабопроводящей промывочной жидкости;

§ кавернометрия (KB) и профилеметрия (ПР) для определения кавернозности ствола скважины;

§ ВИКИЗ для измерения кажущегося удельного сопротивления с помощью 5 электромагнитных зондов и потенциала самопроизвольной поляризации ПС.

§ ГГП для определения пористости пласта;

§ ГК, НКТ для определения насыщенности коллектора водонефтяного контакта, пористости и др.;

§ АКШ для выделения высокопористых участков разреза, газонасыщенных участков коллектора, газонефтяного контакта и др.

§ Методы потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) горных пород основаны на изучении естественных электрических полей в скважинах. Естественные поля возникают в результате электрической активности диффузионно-адсорбционного, окислительно-восстановительного, фильтрационного и электродного характера. Диаграммы методов ПС характеризуют изменения соответствующих потенциалов диффузионно-адсорбционных, фильтрационных, электродных в зависимости от глубины скважины.

§ Методы кажущегося сопротивления (КС). Как известно, электрическая проводимость горных пород может иметь электронный и ионный характер. Удельное электрическое со­противление горных пород с ионной проводимостью зависит, главным образом, от количества содержащейся в них воды и степени ее минерализации, т. е. от коэффициента пористости породы и удельного сопротивления пластовой воды, кото­рое приблизительно обратно пропорционально ее минерализа­ции.

§ Гамма-каротаж - это метод изучения скважин путем определения естественной радиоактивностью.



6. ПРИЁМЫ ОБРАБОТКИ

Интерпретация данных ГИС предусматривает решение основных геологических задач, таких как литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов, определение характера насыщения пластов и решение других задач исследования. При интерпретации делается заключение по скважине с конкретным указанием интервалов перфорации.

6.1 ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗА

По данным комплекса ГИС определили границы залегания пластов. Для простоты выполнения берем диаграмму кавернометрии и по середине перегиба выделяем пласты.

Рис 4. Определение границ пластов по диаграммам кажущегося сопротивления потенциали градиент-зондов.

Пласты: / -- высокого сопротивления; 2 -- низкого сопротивления; 3 -- интервалы экранирования.



Рис 5. Определение границ пластов по диаграммам кажущегося сопротивления потенциали градиент-зондов.(Собственная диаграмма)

А.

Б.

Рис. 6 (А,Б). Пример определения границ неоднородного по сопротивлению пласта по диаграммам комплекса зондов.



6.2 ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИАМЕТРА СКВАЖИНЫ ПО КРИВОЙ КАВЕРНОМЕТРИИ

Кавернометрия позволяет измерять диаметр скважины при бурении долотом определенного диаметра. Образующийся диаметр равный диаметру долота, называется номинальным. Не совершенствование технологий бурения, различные механические свойства горных пород, физико-химические процессы протекающие между скважиной и пластом дают фактический диаметр, отличающийся от номинального может быть больше, меньше и равный номинальному.

Если порода рыхлая, несцементированная, наблюдается увеличение диаметра.(песок, глина.)

Если пласт твердый прочный то диаметр скважины равен номинальному.(известняк, доломит, мергель, аргелиты.)

6.3 ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ

Выделение пластов-коллекторов осуществляют при литологическом расчленении разреза. Признаки, по которым выделяют коллекторы, определяются характером разреза, типом коллектора, условиями бурения скважины.

Коллекторами будем считать породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке. По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям. По вещественному составу различают терригенные, карбонатные и их смешанные типы.



6.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ

Пористость общая (полная), представленная Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости Кп, который числено, равен отношению объема пор к ее общему объему породы и выражается в процентах или в долях единицы.

Кп = Vпор/Vп

Пористость горной породы свойство породы, заключающееся в наличии в ней всякого рода пустот (пор, каверн, трещин).

6.5 ХАРАКТЕР НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов, включающий проведение электрического каротажа по всему разрезу скважин, выделение опорного горизонта глин с последующей обработкой полученных результатов, отличающийся тем, что проводят по всему разрезу каротаж естественной радиоактивности выше пласта-коллектора, в котором оценивают характер насыщения, выделяют по данным ГИС глинистые породы с толщинами более 3 м, в которых определяют сопротивление и естественную радиоактивность, строят графики изменения радиоактивности и сопротивления глин глубиной, на которые наносят линии трендов, отражающих закономерное изменение этих параметров для глин данного геологического разреза, осуществляют нормализацию показаний естественной радиоактивности и сопротивления путем совмещения трендов, приведение кривых к одной дифференциации и их наложение друг на друга, на совмещенных отнормированных кривых выделяют аномалии, соответствующие увеличению сопротивления относительно радиоактивности, определяют количественное значение аномалии в нормированных единицах и по величине аномалии судят о нефтегазоносности расположенного ниже аномалии пласта-коллектора, выделяемого с использованием известных способов по данным сейсморазведки в невскрытой части разреза или по данным ГИС в разбуренной части.

С помощью общей концентрации катионов и анионов можно определить удельное сопротивление вод при низкой концентрации солей с точность до 1% и при высокой концентрации 5-8%. Для этого используется график. Который позволяет находить удельное эл сопротивление пластовой воды при заданной температуре.

Рис. 8. Зависимость удельного сопротивления пластовых вод св от концентрации С, Сн, температуры t и плотности °Ве или бр раствора NaCl

6.6 УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ВОДОНОСНЫХ ПОРОД И ЕГО ОЦЕНКА ДЛЯ ЗАДАННОГО РАЗРЕЗА

Удельное сопротивление горных пород в общем случае зависит от состава породообразующих минералов и характера жидкостей, заполняющих поровое пространство. Главными породообразующими минералами большинства пород осадочного комплекса являются: кварц, полевой шпат, слюда, кальцит. Их удельное электрическое сопротивление изменяется в пределах 107--1015 Ом-м, что соответствует хорошим и первоклассным техническим изоляторам.

Рис.9. 1 -- пески; 2, 3 -- слабосцементированные песчаники, ракушники и глинистые известняки; 4, 5 -- среднесцсментированные песчаники, известняки и доломиты крупнокристаллические средней уплотненности; 6 -- известняки и доломиты плотные, тонкокристаллические

6.7 УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

Удельное электрическое сопротивление (УЭС) горных пород зависит от удельного сопротивления, структуры и объемного соотношения отдельных фаз породы, от явлений на границе раздела фаз, от температуры и давления.

УЭС пластовых вод св определяется их минерализацией, химическим составом, температурой и другими факторами. Этот параметр можно оценить путем непосредственного измерения в лабораторных условиях с внесением поправки за температур УЭС чистых неглинистых пород рвп при 100%-ном заполнении пор УЭС св определяется соотношением свп= Рп*св, где Рп параметр пористости, связанный с коэффициентом пористости породы Кп и зависящий от ее литологического состава, и используя метод ПС.

Интерпретация диаграмм БКЗ. БКЗ заключается в исследовании разрезов скважин комплектом однотипных зондов КС разной длины с целью определения УЭС неизмененной части пласта и параметров промежуточной зоны ее диаметра и УЭС. Принцип интерпретации результатов БКЗ состоит в построении фактической кривой БКЗ и сопоставлении ее с теоретическими кривыми, полученными для определенных параметров среды. В случае совпадения кривых параметры среды теоретической кривой присваивается исследуемому пласту. Для построения фактической кривой БКЗ необходимо выделить наиболее однородные пласты, для которых возможна количественная интерпретация. Толщину пластов определяют обычным способом по кривым КС с использованием малого зонда. Уточнение положения границ пластов можно также проводить по диаграммам микрозондов и других методов каротажа.

6.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ПОРОД МЕТОДОМ БОКОВОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (БЭЗ, БКЗ)

Для определения удельного сопротивления и установления радиальной характеристики пласта используют метод бокового электрического (или бокового каротажного) зондирования (БЭЗ, БКЗ). Боковое электрическое зондирование представляет собой исследование скважины серией зондов, имеющих различный размер, а следовательно, и глубину исследования. Размер наименьших зондов близок к диаметру скважины или превосходит его в 2--4 раза. Размер наибольшего из употребляющихся зондов обычно не превышает 8 м. Для лучшего определения границ пластов в комплект зондов БЭЗ вводят обращенный зонд, если зондирование проводится последовательными зондами. Основная цель такого зондирования -- получение кривой изменения кажущегося сопротивления как функции изменения размера зонда ск=(АО). Эта кривая, называемая фактической, или практической, кривой зондирования, сравнивается с расчетными кривыми, собранными в палетки. В итоге такого сравнения устанавливается совпадение фактической и одной из палеточных кривых, при этом параметры модели, для которой рассчитана теоретическая кривая, принимаются в качестве результата интерпретации. На этом основании определяются удельное сопротивление пласта рп и параметры зоны проникновения сзп и D. Успех и качество интерпретации данных БЭЗ зависят, таким образом, не только от качества проведенных в скважине измерений, но и от правильности выбора теоретических кривых, полученных на модели, строго соответствующей (или близкой) интерпретируемому пласту (h, свм, сзп и D и т. и). Имеющиеся в настоящее время палетки не полностью обеспечивают все встречаемые в практике условия залегания пластов, поэтому интерпретация в ряде случаев бывает невозможной, а иногда может быть проделана лишь с не-которой степенью приближения.

Интерпретация трехслойных кривых зондирования.

1. На прозрачном бланке двойной логарифмической бумаги наносятся точки кривой ск =АО.

2.Строится крест бланка с координатами ск = сп = 1,6 Омм и АО= dc= 0,Зм.

3. Отмечается линия мощности АО = h = 7.6 м.

Поскольку линия мощности располагается значительно правее крутого спада интерпретируемой кривой, то, очевидно, последняя является трехслойной кривой с зоной проникновения, повышающей сопротивление пласта.

4. Для выбора подходящей палетки интерпретируемая кривая совмещается с двухслойной палеткой. Определяется модуль левой ветви интерпретируемой кривой (точки малых зондов), который в данном случае берется равным отношению с3п/сп=5

Рис. 10. Пример интерпретации двухслойной палетки

Соответствующая палетка трехслойных кривых выбирается из группы палеток для(сзп/сп) (сД/сс) = 5

Рис. 11. Пример интерпретации трехслойной кривой зондирования.

/ --интерпретируемая кривая; 2 -- плеточные кривые.

Таблица 1. Обработка результатов ГИС

Наименование	h подошвы	h кровли	h	AO1=0,45 ск1	AO2=1,05 ск2	AO3=2,25 ск3	AO4=4,25 ск4	AO5=8,5 ск5	сc	dc	сп/сc	сзп/сс	Dзп/dс	сп	св	свп	Pп	снп	Кп	Рн	tоc	Kв
	[м]	[м]	[м]	[Омм]	[Омм]	[Омм	[Омм]	[Омм]	[Омм	[м]				[Омм]	[Омм]	[Омм]		[Омм]	[%]			[%]
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
1.	2319,5	2313,5	6	5,6	6,1	4,9	1,3	2,4	4,8	0,19	0,25	2	16	1,2	0,6	1,1	2	1,2	52	1,09	76,4	98
2.	1984,5	1981	3,5	6,1	3,6	3,45	3,4	2,6	7,5	0,19	0,5	2	4	3,75	0,55	1,1	6,8	3,75	30	3,4	65,4	81
3.	1973	1966,2	6,8	5,6	6,3	4,05	2,7	2,2	7,3	0,19	0,25	2	12	1,8	0,5	1,1	3,6	1,8	42	1,6	64,9	78
4.	2323,5	2319,5	4	4,9	4,7	2,5	2,8	2,6	4,6	0,19	0,5	2	4	2,3	0,6	1,1	3,8	2,3	40	2	76,6	39
5.

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ

Из результатов обработки ГИС мы можем видеть динамику пластов из таблицы 1 , что с изменением глубины показания сп увеличивается от 2 до 6,8.По сп вычисляем пористость пластов. Минерализация пластов у всех пластов получилась одинакова 1,1 Омм, температура пластов увеличивается с увеличением глубины от 64,9 до 76,6^оС .При этом параметр насыщения получились такие 1 пласт 1,09 ,2 пласт 3,4 , 3пласт 1,6 , 4 пласт 2. По параметрам насыщения находим коэффициент водонасыщенности и исходя из полученных данных находим из соотношения 1-Кп коэффициент нефтенасыщенности. Кн для 1 пласт=2, 2 пласт =19, 3 пласт=22, 4 пласт= 61.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенной работы была построена литологическая колонка по данному планшету и проинтерпретированы 4 пласта Янулорского месторождения. Так же по данным ГИС была определена пористость.

Рассматривая литологию этого месторождения, можно увидеть увеличении значений всех геологических параметров (мощностей песчаников, общей, нефтенасыщенных песчаников, коэффициентов пористости, коэффициент водонасыщенности от периферии к сводовым участкам пластов. Это, по моему мнению, можно объяснить условиями образования пласта в континентальных обстановках, а также принадлежности рассматриваемой территории к структурам уплотнения на твердом фундаменте.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 «Основы ГИС и цифрового тематического картографирования» А.В. Лопандя, В.А. Немтинов. "Тамбовский государственный технический университет"2012год.

2 « Перспективные информационные технологии в прикладных дистанционных исследованиях земли из космоса» -2013Бучнев А.А., Калантаев П.А., Ким П.А., Пяткин В.П.

3 «Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин»-2012 М. Г. Латышева

4 http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/ljantorskoe/6-1-0-553 © www.neftyaniki.ru

5

http://kniganefti.ru/field.asp?field=82

6

http://slovarionline.ru/russkaya_istoriya/page/lyantorskoe_mestorojdenie.5682

Размещено на Allbest.ru

...