Файл: Геологии дипломный проектработа тема работы Геофизические исследования в процессе бурения на Ярегском нефте титановом.docx

Залежь нефти в песчаниках пласта II

Залежь нефти классифицируется как пластовая, литологически ограниченная, состоящая из отдельных скоплений в линзовидных телах проницаемых песчаников.

Пласт не выдержан по площади и распространен в виде ограниченных пластовых тел. Подсчет запасов нефти в пласте II проведен в установленном разведкой контуре нефтеносности в границах и за границей балансовых запасов нефти пласта III.

Запасы нефти пласта II, не опробованные при тепловом воздействии, по степени изученности отнесены к категории С₂.

Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах бурения 1983- 1987 гг. выделялись по данным ГИС с учетом результатов анализов кернового материала, а в скважинах предыдущих лет бурения (7н, 2042, 2048, 2049) только по керну. Средневзвешенная эффективная толщина в границах балансовых запасов нефти пласта III–1.1 м, за их границей–1.4 м.

Коэффициент пористости определялся по керну, среднеарифметическое значение открытой пористости составляет 23.6 %, средневзвешенное по толщине – 23.5 %, в подсчет запасов принята величина – 0.24.

Коэффициент нефтенасыщенности определен по зависимости эффективной пористости от открытой. Нефтенасыщенность песчаников пласта характеризуется по геофизике средней величиной – 78 %. Определения остаточной водонасыщенности по керну отсутствуют.

Плотность нефти пласта II на Вежавожской площади не определялась. По данным анализов проб, отобранных из этого пласта на Ярегской площади, нефть по физико-химическим свойствам близка

---

к нефти пласта А. При подсчете запасов в этом пласте плотность ее принята 0.913 г/см³. Пересчетный коэффициент принят равным 0.98.

Коэффициент извлечения нефти для запасов в границах пласта III принят равным 0,35, для запасов за его пределами – 0.1.

Начальные запасы нефти категории С₂ составили (геологические/извлекаемые): в границах балансовых запасов нефти пласта III

– 2064 / 722 тыс.т, за границей пласта III – 3155 / 316 тыс.т (таблица 1.2).

Залежь нефти в песчаниках пласта А

Залежь нефти связана с отложениями тиманского горизонта. Пласт выделяется в подошве верхнекыновских слоев в средней части разреза кыновско-саргаевской глинистой толщи-покрышки.

Залежь пласта А, изученная явно недостаточно, может быть определена как пластовая, литологически ограниченная и, вероятно, тектонически экранированная с юго-запада.

Подсчет запасов нефти в пласте А проведен в установленном разведкой контуре нефтеносности как в контуре, так и за контуром балансовых запасов нефти пласта III.

Запасы нефти в песчаниках пласта А не опробованы при тепловом воздействии и по степени изученности отнесены к категории С₂.

Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах бурения 1983- 1987 гг. выделялись по данным ГИС с учетом результатов анализов кернового материала, а в скважинах предыдущих лет бурения (7н, 2042, 2048, 2049) только по керну. Средневзвешенная эффективная толщина в контуре

---

балансовых запасов нефти пласта III –2.1 м, за их контуром –1.6 м.

Коэффициент пористости определялся по керну, среднеарифметическое значение открытой пористости составляет 24.3 %, средневзвешенное по толщине – 23.7 %, в подсчет запасов принята величина – 0.24.

Коэффициент нефтенасыщенности определен по зависимости эффективной пористости от открытой. Нефтенасыщенность песчаников пласта характеризуется по геофизике средней величиной – 75 %. Определения остаточной водонасыщенности по керну отсутствуют.

Плотность разгазированной нефти колеблется от 0.910 до 0.918 г/см³, для подсчета запасов принята средняя величина 0.913 г/см³. Пересчетный

коэффициент принят равным 0.98.

Коэффициент извлечения нефти для запасов в контуре пласта III принят равным 0.35, для запасов за его пределами – 0.1.

Начальные запасы нефти категории С₂ составили (геологические/извлекаемые): в контуре балансовых запасов нефти пласта III

– 8539 / 2989 тыс.т, за контуром пласта III – 4132 / 413 тыс.т.

3. 
   АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ РАНЕЕ ПРОВЕДЕННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
   

Ярегское месторождение высоковязкой нефти включает Ярегский, Лыаельский и Вежавожский участки. В пределах Лыаельского участка нефтепродуктивными являются кварцевые песчаники средней и верхней пачек пласта III, а песчаники нижней пачки, в основном, водонасыщены. Нефтяная залежь является пластовой, частично литологически и тектонически экранированой.

Месторождение имеет блоковую структуру. Одни и те же горизонты в

---

относительно близко расположенных скважинах находятся на различных гипсометрических уровнях. При этом при переходе от блока к блоку изменяется не только гипсометрическое положение горизонтов, но и мощности отдельных пластов.

В таких условиях для геофизического анализа местности и построения геологической модели залежи подойдут данные сейсморазведки в комплексе с бурением.

В пределах Лыаельского участка сейсморазведочные работы были проведены вдоль четырех линий (14-07-01, 14-07-02, 14-07-03, 14-07-04) общей протяженностью 30 км. Работы выполнялись способом общей глубинной точки с использованием буровзрывного способа возбуждения колебаний.

Регистрация сейсмических колебаний осуществлялась телеметрической системой «ARAM-ARIES».



Рисунок 6 – Схема расположения профилей

На рисунке приведен временной разрез по одному из профилей Лыаельской площади. Основные коррелируемые сейсмические границы приурочены к низам осадочного чехла. Для более точной привязки отражающих границ к стратиграфическим реперам было выполнено моделирование волнового поля с использованием данных акустического каротажа скважин.



Рисунок 7 – Временной разрез по профилю 14-07-03



Рисунок 8 – Привязка отражающих горизонтов по скважине 9R

---

Основными отражающими границами являются кровля туффито-

диабазовой толщи джъерского горизонта (ОГ IIIdzr¹), кровля пласта III (OГ IIIdzr), подошва песчаников в нижней части пласта III (ОГ III₂) и горизонт VI (PR₂) в подошве осадочного чехла – кровле фундамента. Фрагментарно при благоприятных сейсмогеологических условиях прослежены отражения от горизонтов в верхней части осадочного чехла.

Перечисленные отражающие горизонты в основании осадочного чехла прослеживаются друг за другом с небольшим интервалом, создавая как бы единый многофазный динамически выраженный цуг, что позволяет их легко выделять на временном разрезе.

На всех временных разрезах отсутствует непрерывная корреляция отражающих горизонтов. Все они разбиты на отдельные мелкие блоки, иногда их размеры в плане составляют не более 100 м, чаще до 1 км. На границах блоков наблюдается смещение отражающих горизонтов различной амплитуды

в соответствии с гипсометрическим положением границ в геологическом разрезе. Нередко происходит изменение волновой картины при переходе от блока к клоку.

Кроме общей мелкоблоковой структуры Лыаельской площади в её пределах выделяется обособленный блок в метаморфизованном комплексе пород фундамента. Этот блок четко фиксируется в западной половине профиля 14-07-03.

Данные, полученные из геофизического анализа месторождения, подтверждаются данными бурения скважины «700-Ярега».

4. 
   ОСНОВНЫЕ ВОПРОСЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
   

1. 
   Задачи геофизических исследований. Обоснование объекта
   

исследования
На запроектированном участке работ перед ГИС стоят следующие задачи:

1. 
   Литологическое расчленение разреза;
   
2. 
   Выделение пластов-коллекторов;
   
3. 
   Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов;
   
4. 
   Оценка характера насыщения пластов-коллекторов;
   
5. 
   Определение нефте- и газонасыщенности коллекторов;
   

---