Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Российской Федерации

Пермский государственный национальный исследовательский университет

Кафедра геофизики

Отчет по учебной практике

по дисциплине: "Геофизика"

Выполнили: студенты 4-го курса, геологического факультета,

заочного отделения, гр. ПРГ-1-13

Ахидов К.И., Лауров О.Н.,

Мартынов С.А., Новиков Д.И.,

Новикова А.М., Останин А.С.,

Панин Е.Ю., Пиликин С.И.,

Фаттахова Н.С., Шипулин К.О.

Пермь, 2016 г.

Содержание

Введение

1. Геологическое строение месторождения

1.1 Геолого-геофизическая изученность

1.2 Литолого-стратиграфическое описание

1.3 Тектоническое строение

1.4 Нефтеносность

1.5 Гидрогеология

2. Аппаратура

2.1 Условия эксплуатации

2.2 Устройство и работа аппаратуры

2.3 Состав аппаратуры

2.4 Расположение органов управления

3. Методика и техника полевых геофизических работ

3.1 Технологический регламент на производство ГИС с компрессором

3.2 Выбор интервала исследований

3.3 Характер регистрации диаграмм (2 режима регистрации)

3.3.1 Фоновый режим (Фон)

3.3.2 Режим после понижения уровня жидкости в скважине компрессором

4. Обработка и интерпретация геофизических данных

5. Прохождение учебной практики

Заключение

Литература

Введение

Первую часть учебной практики группа обучающихся в ПГНИУ по специальности Технология геологической разведки, специализация Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, в составе студентов заочного отделения, работающих в производственных организациях, в частности, Веретеникова Н.Н. (каротажник), Куценко М.Ю. (взрывник), Паршакова А.П. (инженер), Протопопова А.С. (инженер), Рамазанова Н.Х. (каротажник), проходила учебную практику на базе сейсмической партии ОАО Удмуртнефтегеофизика (УНГ) с 14.08.16г по 25.10.2016г. а вторую часть с 28.04.2016г. по 11.05.2016г. и с 9.06.2016г. по 20.07.2016г. на базе комплексной партии ПАО Пермнефтегеофизика (ПНГ). Перечисленные участники рабочей бригады непосредственно на указанных предприятиях занимаются решением производственных задач на своих рабочих местах.

Рис. 1. Состав рабочей бригады (слева направо): дальний ряд - Лауров О.Н., Мартынов С.А.; ближний ряд - Фаттахова Н.С., Новиков Д.И., Новикова А.М., Панин Е.Ю., Пиликин С.И.

Цель практики - формирование общекультурных и профессиональных компетенций в соответствии с образовательной программой, составленной для обучающихся по специальности Прикладная геология специализация Геология нефти и газа.

Для достижения поставленной цели нами решались следующие задачи:

1. Изучить геологические характеристики разреза Пызепского поднятия.

2. Изучить технику, методику, аппаратуру, применяемые на предприятиях, в которых проходила практика, при решении производственных задач методами сейсморазведки и ГИС.

3. Освоить способы обработки и интерпретации данных полевых сейсморазведочных и скважинных наблюдений на рабочих местах учебной практики.

4. Составить отчет об учебной практике.

5. Собрать материалы для написания курсовых и квалификационных работ.

В процессе решения поставленных задач были использованы учебная, научно-техническая, фондовая (фонды ОАО Удмуртнефтегеофизика и ПАО Пермнефтегеофизика), справочная литература, технические инструкции и Интернет-ресурсы.

Наша рабочая бригада выражает благодарность руководству и специалистам организаций, в которых мы проходили учебную практику за предоставленные материалы, полезные советы и своевременные консультации.

1. Геологическое строение месторождения

1.1 Геолого-геофизическая изученность

В 1968 году сейсморазведочной партией 2/68 Удмуртской геофизической экспедиции были произведены площадные работы МОВ, в результате которых было впервые выявлено Пызепское поднятие, а в 1975г. сейсморазведочной партией 4/75 работами МОВ и МОГТ по отражающим горизонтам перми, карбона и девона была оконтурена и детализирована Пызепская структура. Геофизическая изученность района работ отражена в таблице 1.2.1

В 1982 году в результате переинтерпретации материалов МОВ и МОГТ тематической партией 6/81-82 выявлена Южно-Пызепская структура, которая по предыдущим построениям вырисовывалась в виде структурного носа. В 1987-90 годах сейсморазведочной партией 1/87-90 проведены площадные работы МОГТ, в результате которых был уточнен структурный план Южно-Пызепской структуры. Южно-Пызепское поднятие было передано под глубокое бурение.

По результатам переинтерпретации сейсмических материалов сейсморазведочных партий 1/87-90, 8/90-93 тематической партией УГЭ с привлечением данных текущего бурения была уточнена модель залежей Южно-Пызепского месторождения, уточнен структурный план.

В 1968-88 годах Завьяловской экспедицией объединения "Удмуртгеология" для уточнения сейсмогеологической характеристики были пробурены 7 структурно-параметрических скважин с общим метражом 4710м.

В 1981 году на площади месторождения была пробурена скв.814 в соответствии с утвержденным планом работ на Пызепской площади. В 1996 году по проекту геологоразведочных работ Южно-Пызепское поднятие вводится в глубокое поисковое и разведочное бурение. В 1999 году пробурена оценочная скважина 809. Промышленные притоки нефти из скважин 814, 809 получены из отложений башкирского яруса.

Сведения об основных этапах и результатах геологоразведочных работ отражены в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1. Основные этапы и результаты геологоразведочных работ

№№ п/п	Виды и целевые назначения работ, наименование структур	Сроки полевых работ, год	Производитель работ	Основные геологические результаты
1. Геофизические исследования
1.1. 1.2. 1.3.	Площадные работы МОВ в Балезинском, Глазовском и Кезском районах Удмуртской республики Поисковые работы МОВ и МОГТ на Люкской площади Поисковые работы МОГТ на Карсовайской площади	1968 1975 1987-90	Удмуртская ГЭ, с. п. 2/68, Мальков С.Е. УГЭ, с. п. 4/75 Мальков С. Е. УГЭ, с. п. 1/87-90 Гулина Л.В.	Составлены структурные карты масштаба 1:50000 по ОГ - I, Iiв, II, III, IV, VI. По ОГ - перми, карбона, девона выявлено Пызепское поднятие По ОГ - перми, карбона, девона оконтурено и детализированно Пызепское поднятие, уточнен структурный план Южно-Пызепской структуры
2. Геологические исследования
2.1. 2.2.	Структурно-параметрическое бурение на Южно-Пызепской площади Глубокое поисково-разведочное бурение на Южно-Пызепской площади	1968, 1973, 1985-88 1981, 1996-99	Завьяловская ГПЭ ПГО "Удмуртгеология" Воткинская НГРЭ ПГО "Удмуртгеология"	Изучена скоростная характеристика разреза пермских отложений, уточнено геологическое строение Южно-Пызепского поднятия. Получены промышленные притоки нефти из отложений башкирского яруса
3. Тематические работы по интерпретации материалов
3.1. 3.2.	Анализ и переинтерпретация материалов МОВ и МОГТ на севере Удмуртской Республи- Ки Переинтерпретация сейсмичес Ких материалов с учетом вновь пробуренных скважин	1982 2000	УГЭ, т. п. 6/81-82 Нусратуллина Р.Л. ОАО "Удмурт-Геофизика", т.п., Пуртова Т.Н.	По результатам переинтерпретации выявлена Южно-Пызепская структура. Уточнено геологическое строение Южно-Пызепской структуры, состоящей из двух куполовидных поднятий

Геологоразведочные работы осуществлялись следующими предприятиями: сейсморазведка - бывшей Удмуртской геофизической экспедицией ГГП "Центгеофизика" (ныне ОАО "Удмуртгеофизика"), бурение структурных скважин - Завьяловской геолого-поисковой экспедицией ПГО "Удмуртгеология", глубокое бурение и испытание скважин - Воткинской нефтегазоразведочной экспедицией ПГО "Удмуртгеология" (ныне ОАО "Удмуртгеология").

На данном месторождении геофизические исследования скважин (ГИС) проводились в соответствии с отраслевым комплексом (письмо МГ СССР № СГ-3688111 от 13.09.1969г.) и состояли из общих, детальных, опытных и геохимических исследований, работ по контролю технического состояния скважин.

Общие методы исследований включили стандартную электрометрию (КС, ПС), радиоактивные методы (НГК, ГК), резистивиметрию и ковернометрию (КВ) в масштабе 1:500. Эти диаграммы использовались при стратификации разреза и масштабной корреляции крупных литологических пачек.

Детальные исследования представлены основными и дополнительными комплексами и выполнены в масштабе 1:200. Первые из них включили стандартную электрометрию (КС, ПС), боковое электрическое зондирование (БЭЗ), резистивиметрию, кавернометрию (КВ) и микрокавернометрию (МКВ), микрозондирование (боковой (БК), индукционный (ИК) и радиоактивный (НГК, ГК) методы исследования скважин, дополнительные - микробоковой (БМК), акустический (АК), гамма - гамма каротаж (ГГК-П), в масштабе 1:100 - МК, МКВ.

1.2 Литолого-стратиграфическое описание

Глубокими скважинами на Южно-Пызепском, месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста.

Стратиграфическое расчленение разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической схемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП, 1988г.) с использованием макроскопических описаний керна, материалов межскважинной корреляции маркирующих границ с соседними изученными месторождениями, выполненных в Комплексной тематической экспедиции ОАО "Удмуртгеология" и Камским отделением ВНИГНИ.

В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и по этой причине приводимые ниже литолого-стратиграфические характеристики ограничиваются разрезами нефтепродуктивных горизонтов.

СРЕДНИЙ КАРБОН, С 2

Башкирский ярус, С 2b. Башкирский ярус представлен "чистыми" органогенно-обломочными известняками. Плотные разности известняков служат непроницаемыми разделами между пластами пористых органогенно-обломочных известняков. В разрезе башкирского яруса выделяются пласты - коллекторы А 4-0, А 4-1, А 4-2, А 4-3, А 4-4, А 4-5, А 4-6. Нефтеносность приурочена к пластам А 4-1, А 4-2. Ярус полностью вскрыт в скважине 814 и составляет 74 м.

1.3 Тектоническое строение

В тектоническом отношении Южно-Пызепское поднятие расположено в пределах Верхнекамской впадины и приуроченно к границе перехода Бородулинско-Фокинской части в Верхнеобнинскую зону Вятско-Камской части (рис. 2). Сочленение осуществляется через сложно-ступенчатый склон

Южно-Пызепская структура состоит из двух куполов меридионального простирания тектонического происхождения с соответствием структурных планов по горизонтам нижней перми, карбона и девона. По отражающему горизонту IIб (кровля башкирских отложений) Южно-Пызепская структура - это антиклинальные складки с пологими крыльями 0є35', амплитуда в пределах замкнутой изогипсы минус 1220 м - 11.0 м западного купола (р-н скв. 809) и 7 м - восточного купола (р-н скв. 814); размеры куполов равны 5.25 Х 2.75 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно.

По отложениям башкирского яруса (Пласт А 4-1) размеры поднятий в пределах замкнутой изогипсы минус 1225 м составляют 5.25 Х 2.7 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно, угол падения слоев 0є25', амплитуда - 11 м и 4 м.

1.4 Нефтеносность

По результатам поисково-разведочных работ на месторождении признаки нефтеностности установлены в отложениях верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона. Для структурных построений основой послужили материалы переинтерпретации сейсмических данных с учетом пробуренной скв. 809, выполненной тематической партией ОАО "Удмуртгеофизика" в 2000г.

В скв. 814 из интервала пласта В-II в эксплуатационной колонне получены небольшие притоки азотного газа и нефти (1.39 тыс. мі/сут и 2.0 мі/сут) соответственно. В скв. 809 в процессе бурения из интервала пласта В-II получен приток азотного газа (100.66 тыс. мі/сут), который резко ограничивает площадь небольшой нефтегазовой залежи.

Промышленные притоки нефти из пластов А 4-1, А 4-2 башкирского яруса в эксплуатационной колонне получены в скв. 814, 809. Продуктивная толща представлена биоморфными органогенно-обломочными известняками. В пределах месторождения выявлены 4 залежи в пластах А 4-1, А 4-2.

Нефтяная залежь пласта А 4-1. В пределах месторождения пласт А 4-1 прослеживается повсеместно. Испытание пласта в эксплуатационной колонне проводилось в скв.814, 809 раздельно. Суточные дебиты колеблются от 8 мі/сут при ДР = 7.3 Мпа (скв. 814) до 17.6 мі/сут при ДР = 6.6 Мпа (скв. 809). геофизическая пызепское месторождение сейсморазведка

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1220.7 м - по кровле пласта в скв. 814; по ГИС пласт с неясным характером насыщения, а при испытании в эксплуатационной колонне получен приток воды с пленкой нефти (дебит 0.4 мі/сут при ДР = 12.4 Мпа). Следует отметить, что объект был недоосвоен. Уровень категории С 1 принят на отметке минус 1216.5 м - по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 - при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1214.1-1216.5 м получен безводный приток нефти дебитом 17.6 мі/сут при ДР = 6.6 Мпа.

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1222.5 м - по подошве нефтеносного пласта в скв. 814. При испытании в эксплуатационной колонне получен приток нефти дебитом 8 мі/сут при ДР = 7.3 Мпа.

Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1

Нефтяная залежь пласта А 4-2. Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1226,7 м - по подошве пласта в скв. 809. Уровень категории С 1 принят на отметке минус 1223.3 м - по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 - при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1218.9-1223.3 м получен безводный приток нефти дебитом 9.9 мі/сут при ДР = 6.6 Мпа.

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1232 м - по подошве нефтяного пропластка в скв. 814. При испытании скв. 814 из интервалов перфорации минус 1225.0-1227.6 м и 1227.0-1232.6 м получены притоки нефти дебитами 6.5 мі/сут при ДР = 6.8 Мпа и 2.1 мі/сут при Нд = 942 м.

Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1.

Таблица 1.5.1. Параметры и тип залежей

Параметры	Единицы измерения	Залежь
		А 4-1	А 4-2
		р-н скв. 809	р-н скв. 814	р-н скв. 809	Р-н скв. 814
Средняя глубина залежи Длина Ширина Высота Абсолютная отметка ВНК Уровень кат. С 1 Ширина водонефтяной зоны Тип залежи	М Км Км М М М км	1417.5 4.05 1.95 6.7 -1220.7 -1216.5 0.1-0.4	1435 3.38 0.75 1.5 (2.5) -1222.5 0.1-0.2	1423 4.3 2.7 4.3 -1226.7 -1223.3 0.4-1.5	1443 3.95 1.3 6 (7) -12322 0.3-0.6
		Пласт сводовый

1.5 Гидрогеология

Материалы по гидрогеологической характеристике Южно-Пызепского месторождения получены при проведении геологоразведочных работ, направленных на оценку продуктивности исследуемых пластов и изучения солевого состава пластовых вод. Анализы химического состава отобранных проб выполнены в лаборатории ОАО "Удмуртгеология".

Южно-Пызепское месторождение в гидрогеологическом отношении расположено в пределах Волго-Камского артезианского бассейна. По аналогии с соседними площадями и согласно данным промыслово-геофизических исследований скважин выделяются две гидрогеологические зоны, разделенные непроницаемой гипсоангидритовой толщей кунгурско-артинских отложений.

В состав верхней зоны активного водообмена, связанной с дневной поверхностью, входят песчано-гравийные и галечные отложения четвертичного и верхнепермского возраста с пресными и слабоминерализованными водами гидрокарбонатно-натриевого и кальциевого типа, с минерализацией до 1 г/л используются для питьевого и технического водоснабжения, дают начало речкам и образуют заболоченности речных долин.

В разрезе нижней зоны затрудненного водообмена выделяются гидрогеологические закрытые комплексы, типичные для Удмуртской республики и вскрытые в скв. 814 на максимальную глубину 2202 м.

Из выделяемых гидрогеологических комплексов этой зоны, в ходе работ на месторождении были опробованы пластовые воды верейского комплекса с частичным отбором проб. Краткая характеристика комплекса приведена ниже.

Верейский терригенно-карбонатный водоносный комплекс имеет общую мощность порядка 50 м. Водоупорами этого комплекса служат сверху - верхневерейские плотные разности аргиллитов, снизу - пласты плотных аргиллитов верейского горизонта. Водовмещающими породами являются пористые органогенно-обломочные известняки, реже доломиты.

Из верейских отложений при испытании в процессе бурения скв. 809 получен приток пластовой воды с примесью бурового раствора (минерализацией 203.7 г/л, плотность - 1.135 г/смі.

2. Аппаратура

В составе аппаратуры работающей в комплексе "приток-состав", прежде всего входит каротажная станция ЛКС-7, каротажный подъемник ПК-4 и каротажный кабель КГ-1 по которому передается информация в цифровом и аналоговом виде на поверхность.

Непосредственно для записи термометрии ВЧТ, дебитометрии СТД и влагометрии, аппаратура состоит из наземного и скважинного прибора.

Аппаратура КСА-Т 7М 1-36-120/40, КСА-Т 7М 1-38-120/60 ТУ 39-4779056-010-96 предназначена для геологотехнологических исследований при контроле за разработкой скважин с одновременной регистрацией шести параметров и передачей информации в цифровом коде по одножильному кабелю длиной до 5000 м.

Аппаратура позволяет решать следующие задачи:

а) измерения температуры и давления по стволу скважины;

б) определения мест негерметичности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, мест притока пластовых жидкостей и газа через эти негерметичности;

в) определение положения муфтовых соединений и интервалов перфораций;

г) измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород;

д) определения профиля притока и процентного содержания воды в нефти.

Аппаратура работает со всеми типами геофизических кабелей, снабженных кабельными наконечниками типа НК 1-36.

Скважины прибор имеет стыковочный узел для подключения модулей, питающихся постоянным током напряжением отрицательной полярности, а также модулей с питанием постоянным током напряжением 25В положительной полярности и выходным аналоговым сигналом амплитудой не более 9 В.

Наличие стыковочного узла обеспечивает проведение исследований за один спуск, а во втором случае, и с одновременной регистрации, в комплексе с модулями типа: расходомер, резистивиметр и др.

2.1 Условия эксплуатации

- Наземного прибора:

Диапазон рабочих температур от 10 до 45 ⁰С, относительная влажность воздуха от 90 % при 30 ⁰С.

- Скважинного прибора:

Диапазон рабочих температур от 5 до 120 ⁰С, наибольшее гидростатическое давление 40 (60) Мпа.

2.2 Устройство и работа аппаратуры

В основу работы заложена ТИС аппаратуры КСА-Т 7М 1-36-120/40 "КАТЕК", обеспечивающая передачу по геофизическому кабелю двоично кодированных информационных сообщений с временным разделением каналов.

Достоверность принимаемой информации достигается применением наиболее помехоустойчивой фазоразностной модуляции, кодирования с обнаружением ошибок и многократным повторением каждого сообщения.

Наименование каналов и номера, присвоенные им приведены в таблице 2.

Таблица 2

Номер канала	Наименование канала
8 (0)	Канал измерения температуры (ВЧТ)
9 (1)	Канал измерения давления (МН)
10 (2)	Канал измерения содержания воды в нефти (ВБСТ)
13 (5)	Канал локатора муфт (ЛМ)
14 (6)	Канал термокондуктивного индикатора притока (СТД)
15 (7)	Канал измерения мощности экспозициононй дозы гамма-излучения

В скобках указаны номера, под которыми информация каналов выводится на цифровую индикацию в наземном приборе.

2.3 Состав аппаратуры

В состав аппаратуры входят скважинный и наземный приборы. Питание наземного прибора - переменный ток напряжением 220 В, скважинного прибора - постоянный ток положительной полярности от 200 мА при отключенном нагревателе индикатора притока до 350 мА при максимальной мощности нагрева 4,5 Вт.

Скважинный прибор представляет собой герметичную конструкцию и включает блок электронный, защищенный охранным кожухом, блок датчиков термометра, манометра индикатора притока и влажности, оканчивающийся стыковочным узлом.

Блок электронный включает семь плат, блок датчика гамма-канала, размещенных в шасси, и датчика локатора муфт. Шасси при помощи резьбового соединения жестко крепятся с блоком датчиков.

Датчики ВЧТ, СТБ, ВБСТ вставляются в блок датчиков снаружи и крепятся при помощи резьбового соединения. Датчик МН вставляется в блок изнутри и поджимаются шасси. Герметизация соединений датчиков ВЧТ, МН, СТД, ВБСТ осуществляется при помощи резиновых колец.

Наземный прибор предназначен для:

а) питания скважинного прибора стабилизированным током;

б) приема сообщений со скважинного прибора, демодуляции и декодирования;

в) преобразования полученной информации для отображения на цифровой индикации значения двоичного кода в десятичной форме по каналам с целью контроля работоспособности, настройки и поверки скважинных приборов;

г) преобразование информации по каналам в аналоговый вид для сопряжения аппаратуры с аналоговыми регистраторами.

Схема 1. Общая схема соединений ЛКС-7 каротажной станции: ПМ - панель масштабов, ИБ - измерительный блок, ЭСПУ - электростатическое печатающее устройство (принтер), ПКК - панель контроля каротажа, ГП - геофизический прибор, ИП - интерфейсная плата

Наземный прибор предназначен для установки в стойку каротажной лаборатории, при этом необходимо обеспечить соответствие соединяемых контактов разъемов согласно схемы электрических соединений. Тумблеры, размещенные на задней панели должны быть в положении ВКЛ.

При использовании наземного прибора в настольном варианте сетевой питание можно подавать через сетевой шнур и разъем расположенный на задней панели. Скважинный можно подключать через розетку ЖК-ОК, расположенную на лицевой панели станции ЛКС-7.

2.4 Расположение органов управления

На лицевой панели наземного прибора расположены органы управления, индикации соответствующей надписи (см. рис. 4):

Тумблер СЕТЬ, обеспечивающих подключение питание наземного прибора через разъемы СЕТЬ, расположенный на задней панели, подключаемые платы стабилизации тока питания скважинного прибора;

Тумблер СКВ в положении ВКЛ обеспечивает регулировку тока питания скважинного прибора переменным резистором, выведенным на лицевую панель: предохранители 2А и 1А для защиты, соответственно сетевого трансформатора - от короткого замыкания нагрузок вторичных обмоток, скважинного прибора - от возрастания тока питания сверх нормы в случае отказа платы стабилизации тока;

Световой индикатор включения тумблера СЕТЬ;

Стрелочный индикатор тока питания скважинного прибора, восемь переключателей РЕЖИМ аналогового выхода каналов 0…7, обеспечивающих масштабирование сигналов и вывода калибровочных напряжений минимального и максимального для настройки аналогового каротажного регистратора;

Цифровая индикация, предназначена для отображения номера канала и соответствующего этому каналу пятизначному числового значения кода для контроля, настройки и поверки;

Переключатель НОМЕР КАНАЛА, определяющий канал, значения кода которого выводятся на ЦИ и аналоговый сигнал которого подается на гнездо КОНТРОЛЬ при положении ПОВЕРКА переключателя КОНТРОЛЬ;

Кнопки МАКС и МИН, нажатием которых устанавливается максимальный или минимальный выходной сигнал на аналоговом выходе канала, номер которого определяется положение переключателя НОМЕР КАНАЛА, для калибровки аналогового регистратора непосредственно в процессе записи независимо от положения переключателя РЕЖИМ;

Переключатель КОНТРОЛЬ, обеспечивающий в первых десяти положениях коммутаций на осциллографное гнездо КОНТРОЛЬ основных напряжений и сигналов наземного прибора в следующем порядке: 15В; минус 15В; сигнал на жиле кабеля; "C"; "SR"; "D"; "WR"; "WRN"; минус 5-12 В; 0 В; в положении ПОВЕРКА на гнездо выводится аналоговый сигнал канала, определенного положением переключателя НОМЕР КАНАЛА;

Гнездо СИНХР используется для синхронизации осциллографа при контроле и настройке цифровой части наземного прибора по сигналу "SR", соответствующему началу приема информационного сообщения.

На задней панели наземного прибора расположены разъемы; СЕТЬ 220V для электропитания наземного прибора;

АНАЛОГОВЫЙ ВЫХОД для параллельного вывода сигналов на аналоговый регистратор или экран компьютера.

ЦИФРОВЫЙ ВЫХОД для последовательного вывода двоично-кодированной информации каналов "D", а также сигналов "C", "SR", "WR" управления схемой согласования с цифровым регистратором;

СКВАЖИННЫЙ ПРИБОР для вывода тока питания скважинного прибора на жилу геофизического кабеля.

Параллельно с разъемом СКВАЖИННЫЙ ПРИБОР включена розетка ЖК-ОК, расположенная на лицевой панели.

Рис. 4. Пульт прибора КСА-Т 7-36 120/40

3. Методика и техника полевых геофизических работ

3.1 Технологический регламент на производство ГИС с компрессором

Настоящий регламент составлен с учетом опыта работ в Удмуртии. Он предназначен для определения профиля притока, состава притока, источника обводнения и технического состояния эксплуатационных колонн при освоении добывающих скважин, вышедших из бурения или капитального ремонта.

Регламент предусматривает возможность проведения скважинных исследований аппаратурой как нового, так и старого поколений. Количество спускоподъемных операций определяется используемой аппаратурой и технологией проведения работ.

3.2 Выбор интервала исследований

а) Исследования скважин при их освоении или опробовании компрессором сводятся к спуску комплексного прибора через насосно-компрессорные трубы, оборудованные на устье сальниковым устройством (лубрикатором), а внизу воронкой НКТ, и регистрацией диаграмм при спуске и подъеме прибора. Интервал исследования обычно выбирается исходя из характера и назначения. При этом различают общие (поисковые), и детальные исследования.

б) Общие (поисковые) исследования проводят, как правило, по стволу скважины от динамического (статического) уровня до забоя скважины.

в) Детальные исследования термометрии (ВЧТ), дебитометрии (СТД), влагометрии (ВБСТ) и резистивиметрии (РИЗ) осуществляются в интервалах продуктивных горизонтов и возможных заколонных перетоков, а также в интервалах температурных аномалий, отмеченных при поисковых исследованиях. Производятся детальные исследования в масштабе глубин 1:200 при масштабе записи термометрии 0,05⁰ С/см, дебитометрии 0,2-0,3⁰ С/см, влагометрии - 0,6 усл./ед, резистивиметрий 0,5 См/см или 0,05 Ом/см.

г) Интервал детальных исследований, включая и неперфорированные водоносные пласты - потенциально возможные источники обводнения скважин, должен быть свободен от насосно-компрессорных труб (башмак НКТ располагают выше неперфорированных водоносных пластов на 10-20м).

3.3 Характер регистрации диаграмм (2 режима регистрации)

3.3.1 Фоновый режим (Фон)

Фоновые измерения проводят в режиме остановки скважины, т.е. скважина простаивает 5-6 часов.

В первую очередь после спуска прибора в скважину, и спустив до интервала исследования, производят записи ГК и ЛМ, т.е. привязываются к пласту, отбивают забой, воронку НКТ.

После чего, если интервал открыт для исследования, т.е. существует наличие зумфа 5-10 м и БНКТ выше интервала исследования на 30 м, можно начинать исследование скважины.

Начинают работу с записи термограммы по стволу скважины с масштабом записи 0,1? С/см. и скоростью записи до 1500 м/час при этом масштаб вывода диаграммы 1:500.

После записи ВЧТ по стволу скважины, прибор опускают в интервал исследования и производят записи термометрии (ВЧТ), влагометрии (ВБСТ) и резистивиметрии (РИЗ) (по согласованию с заказчиком работ), при этом масштаб глубин 1:200, скорость записи не более 600 м/час, масштаб записи ВЧТ равен 0,05⁰ С/см, ВБСТ - в положении переключателя масштаба записи 0,6 усл.ед., что соответствует по результатам эталонировки в воде - 6000 кГц, нефть - 1200-1300 кГц, воздух - 300 кГц, и резистивиметрии от 0,5 См/см.

Записи этих кривых в фоновом режиме производятся обязательно со 100 %-ным повторением (перекрытием).

3.3.2 Режим после понижения уровня жидкости в скважине компрессором

В этом режиме производят записи термометрии (ВЧТ), дебитометрии (СТД), влагометрии (ВБСТ) и резистивиметрии (РИЗ), все записи производят со 100 %-ным повторением (перекрытием).

После компрессирования уровень жидкости в скважине понижен до 700 м, он может быть и больше, и в процессе начала работы пласта начинается постепенный рост столба жидкости в НКТ. В это время производим замеры динамических уровней ВНР и НВР с интервалом исследований 50 м от уровня (ВНР). Первые три замера производятся с интервалом 0,5-1,0 час, а четвертый замер может производиться через 10-12 часов в случае многофазного притока. После понижения уровня также пишем ВЧТ по стволу скважины в тех же масштабах что и фоновую и производим сравнение фоновый диаграммы с диаграммой после понижения уровня.

Изложенный выше характер регистрации диаграмм представляет собой полный цикл исследований скважин, осваиваемых компрессором. Сочетание всех замеров позволяет полнее использовать комплекс "приток-состав" для решения практических задач нефтепромысловой геологии, и особенности распределения переходных термогидродинамических процессов в скважине. Если полный объем измерений не может быть выполнен в исследуемой скважине, например, если приемистость скважины (пласта) хорошая (ее всегда можно приблизительно прогнозировать по геофизике), то работа скважины в режиме понижения уровня должна быть минимальной. Работа компрессора в данном случае сведется лишь к небольшому снижению уровня в межтрубном пространстве. И, наоборот, если приемистость скважины (пласта) плохая, то время работы компрессора возрастает, и уровень жидкости в скважине понижаем как можно больше. В соответствии с этим меняется и характер регистрации диаграмм.

В общем случае количество измерений и время между ними может и должно уточняться начальником отряда (партии) после предварительной интерпретации первых диаграмм, т.к. от этого в конечном итоге, зависит результат всех исследований скважины.

4. Обработка и интерпретация геофизических данных

Примеры интерпретаций термограмм. В скважине 396 Барсуковской площади перед капитальным ремонтом проведены исследования термометром с целью определения источников обводнения скважины. Зарегистрированы фоновая термограмма (1) и распределение температуры (2) через 30 минут после 4-х часового цикла компрессирования (рис. 3).

Анализ термограмм даёт следующее: признаки перетока снизу отсутствуют. Выше перфорированного пласта на глубине 1690 метров отмечается изменение наклона термограммы 2. В верхней части перфорированного интервала наблюдается ярко выраженный эффект калориметрического смешивания 3. Эти два признака - изменения наклона термограммы и эффект калориметрического смешивания в кровле перфорированного пласта - дают возможность сделать заключение о наличии заколонного перетока в интервале 1690-1815.

Рисунок 3. Пример, показывающий необходимость возбуждения скважины при термических исследованиях

Недостатком методики исследования данной скважины является слишком большое время работы компрессора, а также отсутствие последующих замеров температуры.

Интерпретация диаграмм (СТД). В зависимости от типа скважин с помощью аппаратуры СТД можно выделить три уровня интерпретаций: качественная, количественная относительная и количественная абсолютная.

При этом интерпретация может быть как ручной, так и машинной.

Качественная интерпретация ставит своей задачей выделение работающих интервалов притока (поглощения), определение положения нефтеводораздела, а также решение некоторых вспомогательных задач, например, определение глубины подвески НКТ, положение искусственного забоя и т.п. При этом не накладывается ограничений на характер флюида, он может быть однородным (вода или нефть) или неоднородным (смесь воды и нефти).

Количественная относительная интерпретация может быть произведена только для однородной жидкости (вода или нефть). В этом случае помимо выделения границ работающих интервалов определяется расход через каждый из них при условии, что известен общий расход через скважину. При этом общий расход определяют каким-либо иным способом, например, по показаниям устьевого расходомера, а в компрессорных скважинах по отбивкам уровней ВБСТ. При проведении такой интерпретации необходимо в дополнение к обычным исходным данным знать также вязкость жидкости в скважине.

Количественная абсолютная интерпретация позволяет определять расход методом СТД без использования данных о величине расхода на устье. Интерпретация проводится только для однородной жидкости с известными физическими параметрами (вязкость, теплопроводность).

Необходимо также знать диаметр и длину чувствительного элемента преобразователя. Преобразователь расхода должен быть расположен в том месте сечения колонны, где местная скорость потока равна средней.

Качественная интерпретация данных СТД, проводится по скважинным диаграммам СТД, исправленных за счёт изменения температуры по глубине скважины.

Интерпретация (ВБСТ). Аппаратура индикатора влажности ВБСТ-1 основана на контактно диэлькометрическом принципе работы датчика. Изменение проводимости происходит в зависимости от изменения состава флюида (нефть + вода) в измерительных зазорах датчика.

Изменение ёмкости приводит к изменению частоты, генерируемой блокинг-генератором или выходного напряжения пульта. Схема подобрана таким образом, что увеличение содержания нефти вызывает уменьшение частоты блокинг-генератора или напряжения с панели КСАТ 7. Методика измерений основана на регистрации кривой 600 м/час. Прибор рекомендуется перемещать снизу-вверх, так как отмытие преобразователя влажности идёт быстрее из воды в нефть, чем из нефти в воду.

При настройке ВБСТ "разное" показаний в основных градуированных средах (нефти и воде", рекомендуется устанавливать примерно в воде 5000-6000 Гц; нефть 1000-2000 Гц; воздух 0-200 Гц. Рекомендуемый масштаб записи ВБСТ 1: 200.

Порог срабатывания ВБСТ в застойной воде - 3 м ³/сек.

Интерпретация диаграмм, полученных ВБСТ. Заключается в оценке состава поступающего флюида из выявления интервалов притока, а также уточнения положения последних, когда по данным СТД невозможно выявить интервалы притока, например, в зоне инверсии (при отсутствии радиальных потоков).

Выявление интервалов с отличающимся составом.

Надежно выделенными могут считаться интервалы, повторённые в 2-3 дублях. Ложные участки выявляются по отсутствию притоков по СТД и замерах на более низких дебитах.

Для работ в газе и газовых смесях (газ - вода) применение ВБСТ рекомендуется всегда, даже при очень низких дебитах (2 м ³/сут.)

Интерпретация диаграмм резистивиметрии (РИЗ). Исследования индукционным резистивиметром проводят с целью изучения структуры жидкостного потока.

При равномерном (с постоянным дебитом) поступлении нефти из пласта через интервал перфорации в эксплуатационную колонну, заполненную водой, в колонне происходит последовательная смена форм и структуры смеси нефти и воды в восходящем особом потоке. Основные виды этих смесей: капельная, капельно-поршневая, поршневая (четочная), пенная (водоэмульсионная), нефтеэмульсионная с различной степенью дисперсности водяных включений.

Капельная форма представляет собой гидрофильную среду (нефть в воде) с всплываемыми одиночными каплями нефти. Капельно-поршневая форма - это гидрофильная среда, в которой наряду с всплывающими одиночными каплями появляются крупные включения нефти в виде отдельных сгустков. Поршневая (чёточная) форма представляет собой последовательное чередование пробок нефти и воды, полностью перекрывающих сечение колонны.

На границе перехода гидрофильной среды в гидрофобную (воды в нефти) в водонефтяной смеси появляется небольшой поток пенного течения, называемый условно водоэмульсионной структурой. За точкой обращения фаз происходит переход водоэмульсионной структуры в нефтеэмульсионную структуру, в которой вода находится в виде отдельных включений различной величины.

Границу обращения фаз водонефтяной смеси при переходе гидрофильной среды к гидрофобной в стволе скважины принято называть нефтеводоразделом. Переход от гидрофильной к гидрофобной происходит, как установлено практикой, на скоростных движениях нефти 0,06-0, 12 м/с.

Индукционная резистивиместрия в эксплуатационных скважинах позволяет определять местоположение водонефтяного раздела в стволе скважины, устанавливать структуру в потоке гидрофильной смеси с различным содержанием нефти, выделять в гидрофильной смеси места поступления в колонку воды с различной степенью минерализации.

Достоинство индукционной резистивиметрии - возможность индикации слабых притоков нефти при большом содержании в колонне и высокая чувствительность к изменению минерализаций воды. Особенно эффективно применение её при исследовании низкодебитных скважин, в которых обычно против перфорированных пластов находится столб застойной воды и нефть борбатирует через него.

5. Прохождение учебной практики

Практика проводилась на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) в Ижевской геофизической экспедиции ОАО "Удмуртгеология " в Производственной геофизической партии (ПГП) N 2.

Были выезды на скважины, находящиеся на месторождениях: Комсомольское, Барсуковское, Восточно-Янгтинское, Ново-Пурпейское, Верхне-Пурпейское, Западно-Пурпейское, Северо-Комсомольское, Тарасовское, Харампурское, Кынское, Фахировское.

Заключение

1. Фраза об актуальности применения методов, изучаемых на практике при решении производственных задач.

2. Указать по задачам практики что конкретно представлено в отчете со ссылками на раздел.

3. В заключении указать перспективы развития методов СР и ГИС при поисках и разведке НГМ.

В процессе прохождения производственной практики ознакомились с геолого-геофизической характеристикой района, изучили геофизическую аппаратуру, применяемую для исследования скважин, узнал ее устройство и принцип действия, познакомился с методикой и техникой проведения полевых геофизических работ, а также ознакомился с интерпретацией геофизических данных.

Литература

1. Руководство по эксплуатации КСА.М 1-00.00.000 РЭ 1997 г.

Размещено на Allbest.ru

...