Файл: Областное государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 134
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3/сут. (скв. 4, 10);
Эксплуатационным от 40,5 до 96,6 т/сут. (скв. 17, 23) на 8 мм штуцере. Начальное пластовое давление составило 26,5-27,1 МПа.
Эффективная толщина пласта Ю1-1 изменяется от полного замещения плотными разностями на западе (район разведочных скважин 5, 8, 13, 18) до 16,8 м (скв. 34). Пласт хорошо выдержан и однороден по площади распространения.
Сложность обоснования последнего вызвана отсутствием скважин, вскрывших водонефтяную часть залежи, и погрешностями инклинометрии скважин в периферийной зоне.
Согласно схем опробования наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта Ю1-1 отмечается в эксплуатационной скважине 56, в которой пласт полностью нефтенасыщен по материалам ПГИ до абс. отметки -2510,7 м. При опробовании пласта в интервале 2681,6-2690,4 м получен безводный приток нефти дебитом 31,7 т/сут. на 6 мм штуцере.
В эксплуатационной скважине 52 пласт полностью нефтенасыщен по данным ПГИ и опробования до абсолютной отметки – 2509 м.
Водонасыщенная часть пласта вскрыта разведочными скважинами 6р и 17р на одном гипсометрическом уровне – 2516 м.
Таким образом, высотное положение ВНК находится в интервале абсолютных отметок – 2510,7-2516,0 м. Уровень ВНК был принят условно на абс. отметке – 2511 м.
Залежь нефти пласта Ю1-1 пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 6,3*4,8 км, высота 38 м. Тип коллектора поровый. Водонефтяная зона незначительна и занимает 2.913 км2 или 9,5% от всей площади залежи.
ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА М1. Палеозойские отложения вскрыты 23 скважинами. Это разведочные скважины 1р, 13р, 17р, 18р, 25р и эксплуатационные 23, 54, 101, 104, 105, 105б, 106, 108. Открыты две залежи: газоконденсатнонефтяная и газоконденсатная, приуроченные к разным блокам.
В западной части, в наиболее приподнятом блоке выявлена газоконденсатнонефтяная залежь. Залежь открыта скважиной 1р в 1977 году.
В контуре нефтегазоносности пробурено одиннадцать скважин: 1р, 18р, 23, 32, 101, 104, 105, 105бис, 106, 108.
Нефтяная часть залежи опробована в скважинах 1р, 23, 104, 105, 108. Дебиты нефти составляет 25 (скв. 105) – 350 (скв. 105) т/сут.
В скважине 1р в открытом стволе опробована верхняя часть нефтяной зоны. Интервал опробования составил 2937-2950 м. Получен приток нефти дебитом 117,5 т/сут. По кровле эффективной части этой скважины принят газонефтяной контакт (абс. отм. – 2845 м).
В скважине 104 опробована нижняя часть нефтяной залежи в интервале 3043,7-3057,8 м. Получено 25 т/сут. нефти и 5 м3/сут. пластовой воды. Возможно, вода поступает из нижележащей водоносной толщи
, которая также была опробована в интервале 3063,2-3084,0 м. Из заданного интервала получена пластовая вода с пленкой нефти. По кровле эффективной части водонасыщенного интервала принят водонефтяной контакт на абс. отм. -2879 м, что практически совпадает с подошвой эффективной нефтенасыщенной части в скважинах 1р, 108.
В скважине 105 интервалом опробования 3089,4-3126,8 м захвачена нефтяная и водоносная зоны, получена нефть дебитом 350 т/сут.
Итак, нефтяная залежь выявлена в интервале 2845 м(ГНК) – 2879 м (ВНК). Высота залежи 34 м, площадь 5,3 км2. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 8,0 м до 25,8 м. Тип коллектора порово-каверновый, каверново-поровый.
В контуре газоносности пробурены скважины 18р, 23, 104, 106. Газовая шапка опробована лишь в скважине 23 совместно с нефтяной зоной в интервале 3070-3100 м. Получен приток газонефтяной смеси дебитом 500 м3/сут. через 8 мм штуцер.
Из скважины отобрана глубинная проба нефти. Газосодержание определено равным 628,2 м3/т, что свидетельствует о наличии свободного газа. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 8,4 м до 35,6 м. Высота газовой залежи 81 м, площадь 2,3 км2.
Тип коллектора порово-каверновый.
Газоконденсатная залежь открыта в северо-восточной части структуры скважиной 2р в 1977 году. Залежь массивная, литологически и тектонически экранированная.
В скважине 2 опробовано два интервала: 3020-3030 м и 2976-2964 м. Из первого интервала получен приток газоконденсата и пластовой воды. Дебит газа 25,1 тыс. м3/сут., конденсата – 11 м3/сут., воды – 2,2 м3/сут. через 13 мм штуцер, из второго интервала получен приток газа дебитом 15 тыс. м3/сут., воды – 28 м3/сут. с пленкой конденсата.
Другими скважинами залежь не вскрыта. Газоводяной контакт принят по подошве эффективной газонасыщенной части пласта в скважине 2 на абсолюной отметке - 2938 м. Высота залежи составляет 115 м. Площадь – 5,9 км2.
В вышележащих (меловых) отложениях (пласты А-1, Б-8, Б-16-20) по керну, материалам ГИС и результатам опробования нефтегазоносных пластов не отмечено.
Перспективы нефтегазоносности Чкаловского месторождения связаны с пластом Ю1-1 в восточной части залежи, пластом М1-10 в северо-восточном блоке.
Палеозойские отложения Чкаловского месторождения представлены известняками, доломитами, мрамором и порфиритами.
Известняки характеризуются следующими физическими параметрами: σ = 1,8–2,7 г/см3, ρп = 10–103 Ом*м, Iγ = 2 мкР/ч, Vp = 2,2–4,5 км/с, Кп = 0,5–48%. Доломиты имеют схожие физические свойства.
Мраморы характеризуются повышенным сопротивлением (ρп = 103–108 Ом*м), низкой естественной радиоактивностью (Iγ = 2–5 мкР/ч), высокой скоростью распространения продольных волн Vp = 5,95–6,63 км/с. Плотность мраморов составляет 2,68–2,72 г/см3, Кп = 0,1-22%.
Порфириты имеют высокое сопротивление (ρп = 104–107 Ом*м), высокую естественную радиоактивность (Iγ = 16–30 мкР/ч), высокую скорость распространения продольных волн Vp = 5,36–7,0 км/с. Плотность порфиритов составляет 2,34–2,94 г/см3, Кп = 0,4–6%.
Таблица 2- Физические свойства пород и полезных ископаемых
Для решения поставленных задач необходимо провести следующий комплекс геофизических исследований в скважинах:
- боковой каротаж (БК);
- индукционный каротаж (ИК);
- акустический каротаж (АК);
- нейтронный гамма-каротаж (НГК);
- нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ);
- гамма-каротаж (ГК);
- гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГК-П)
При изучении карбонатных толщ задача сводится прежде всего к выделению литологических разностей в разрезе. Данную задачу решают следующие методы: БК, ГК, ИК, ГГК-П. Удельные сопротивления карбонатных пород, полученные по БК, изменяются от единиц до сотен тысяч ом-метров. Особенно высокими сопротивлениями обладают кристаллические и окремненные известняки. Минимальные сопротивления имеют рыхлые высокопористые, кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты. Значительные примеси глин в плотных карбонатных породах способствуют снижению их удельного сопротивления. По показаниям ГК карбонатные породы отмечаются низкими показаниями, глины – высокими, а эффузивные породы аномально высокой естественной радиоактивностью. Метод гамма-гамма каротажа плотностного (ГГК-П) позволяет также производить дифференциацию пород по плотности, для уточнения литологии.
Основные методы выделение коллекторов в карбонатном разрезе – это метод временных замеров и метод «каротаж-испытание-каротаж». В данных методах непосредственно используются данные бокового каротажа.
Для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и оценки характера насыщения применяются графический способ А.М. Нечая и способ нормализации Н.З. Заляева. В данных способах необходима совместная интерпретация данных методов сопротивления (БК) и нейтронного гамма-каротажа (НГК). Кроме того для оценки характера насыщения используется способ сравнения пористостей, основанный на измерениях нейтронного гамма-каротажа и акустического каротажа.
Выделение водонефтяного контакта осуществляется способом нормализации по инверсии кривых НКТ и нормализованной кривой БК.
Комплекс исследований будет проводится в соответствии с технической инструкцией на проведение геофизических исследований в скважине.
Метод ПС .Методы потенциалов самопроизвольной поляризации 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.
Боковой каротаж будет проводится в масштабе 1:200. Масштаб записи кривой БК логарифмический с модулем 6,25. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. Прибор К1А-723-М.
Требования к скважинному прибору БК:
- диапазон измерений УЭС — от 0,2 до 10000 Ом•м;
- предел допускаемой основной погрешности измерений УЭС - не более ±5 %;
- допускаемая дополнительная погрешность измерений УЭС, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,1 от значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.
Критерии контроля качества первичных данных:
- расхождения значений стандарт-сигналов, зарегистрированных до и после измерений и в процессе последней периодической калибровки, не должны превышать значение допустимой основной погрешности измерений;
- относительные расхождения между основным и повторным измерениями не должны превышать ±20 % в интервалах с номинальным диаметром скважины;
- для однородных изотропных пластов без проникновения значения УЭС пород, измеренные зондами БК, должны отличаться не более чем на ±20 %, от значений ρл, найденных другими методами, если обработка проводится в рамках единой интерпретационной модели, а искомые значения удельных сопротивлений находятся в диапазонах: 5 < ρп/ρс < 500 при толщине пласта h > 5 м, если сравнивают результаты определений БК и БКЗ; 5 < ρп/ρс < 50 при h>4 м и ρс > 0,5 Ом•м, если сравнивают результаты БК и ИК.
Индукционный каротаж. Масштаб глубин 1:200, масштаб записи кривой проводимости – 20-25 мСм/см, скорость регистрации до 3000 м/ч. Запись кривой проводимости пород будет осуществляться аппаратурой К1А-723-М.
Требования к скважинному прибору (модулю) ИК:
Эксплуатационным от 40,5 до 96,6 т/сут. (скв. 17, 23) на 8 мм штуцере. Начальное пластовое давление составило 26,5-27,1 МПа.
Эффективная толщина пласта Ю1-1 изменяется от полного замещения плотными разностями на западе (район разведочных скважин 5, 8, 13, 18) до 16,8 м (скв. 34). Пласт хорошо выдержан и однороден по площади распространения.
Сложность обоснования последнего вызвана отсутствием скважин, вскрывших водонефтяную часть залежи, и погрешностями инклинометрии скважин в периферийной зоне.
Согласно схем опробования наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта Ю1-1 отмечается в эксплуатационной скважине 56, в которой пласт полностью нефтенасыщен по материалам ПГИ до абс. отметки -2510,7 м. При опробовании пласта в интервале 2681,6-2690,4 м получен безводный приток нефти дебитом 31,7 т/сут. на 6 мм штуцере.
В эксплуатационной скважине 52 пласт полностью нефтенасыщен по данным ПГИ и опробования до абсолютной отметки – 2509 м.
Водонасыщенная часть пласта вскрыта разведочными скважинами 6р и 17р на одном гипсометрическом уровне – 2516 м.
Таким образом, высотное положение ВНК находится в интервале абсолютных отметок – 2510,7-2516,0 м. Уровень ВНК был принят условно на абс. отметке – 2511 м.
Залежь нефти пласта Ю1-1 пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 6,3*4,8 км, высота 38 м. Тип коллектора поровый. Водонефтяная зона незначительна и занимает 2.913 км2 или 9,5% от всей площади залежи.
ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА М1. Палеозойские отложения вскрыты 23 скважинами. Это разведочные скважины 1р, 13р, 17р, 18р, 25р и эксплуатационные 23, 54, 101, 104, 105, 105б, 106, 108. Открыты две залежи: газоконденсатнонефтяная и газоконденсатная, приуроченные к разным блокам.
В западной части, в наиболее приподнятом блоке выявлена газоконденсатнонефтяная залежь. Залежь открыта скважиной 1р в 1977 году.
В контуре нефтегазоносности пробурено одиннадцать скважин: 1р, 18р, 23, 32, 101, 104, 105, 105бис, 106, 108.
Нефтяная часть залежи опробована в скважинах 1р, 23, 104, 105, 108. Дебиты нефти составляет 25 (скв. 105) – 350 (скв. 105) т/сут.
В скважине 1р в открытом стволе опробована верхняя часть нефтяной зоны. Интервал опробования составил 2937-2950 м. Получен приток нефти дебитом 117,5 т/сут. По кровле эффективной части этой скважины принят газонефтяной контакт (абс. отм. – 2845 м).
В скважине 104 опробована нижняя часть нефтяной залежи в интервале 3043,7-3057,8 м. Получено 25 т/сут. нефти и 5 м3/сут. пластовой воды. Возможно, вода поступает из нижележащей водоносной толщи
, которая также была опробована в интервале 3063,2-3084,0 м. Из заданного интервала получена пластовая вода с пленкой нефти. По кровле эффективной части водонасыщенного интервала принят водонефтяной контакт на абс. отм. -2879 м, что практически совпадает с подошвой эффективной нефтенасыщенной части в скважинах 1р, 108.
В скважине 105 интервалом опробования 3089,4-3126,8 м захвачена нефтяная и водоносная зоны, получена нефть дебитом 350 т/сут.
Итак, нефтяная залежь выявлена в интервале 2845 м(ГНК) – 2879 м (ВНК). Высота залежи 34 м, площадь 5,3 км2. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 8,0 м до 25,8 м. Тип коллектора порово-каверновый, каверново-поровый.
В контуре газоносности пробурены скважины 18р, 23, 104, 106. Газовая шапка опробована лишь в скважине 23 совместно с нефтяной зоной в интервале 3070-3100 м. Получен приток газонефтяной смеси дебитом 500 м3/сут. через 8 мм штуцер.
Из скважины отобрана глубинная проба нефти. Газосодержание определено равным 628,2 м3/т, что свидетельствует о наличии свободного газа. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 8,4 м до 35,6 м. Высота газовой залежи 81 м, площадь 2,3 км2.
Тип коллектора порово-каверновый.
Газоконденсатная залежь открыта в северо-восточной части структуры скважиной 2р в 1977 году. Залежь массивная, литологически и тектонически экранированная.
В скважине 2 опробовано два интервала: 3020-3030 м и 2976-2964 м. Из первого интервала получен приток газоконденсата и пластовой воды. Дебит газа 25,1 тыс. м3/сут., конденсата – 11 м3/сут., воды – 2,2 м3/сут. через 13 мм штуцер, из второго интервала получен приток газа дебитом 15 тыс. м3/сут., воды – 28 м3/сут. с пленкой конденсата.
Другими скважинами залежь не вскрыта. Газоводяной контакт принят по подошве эффективной газонасыщенной части пласта в скважине 2 на абсолюной отметке - 2938 м. Высота залежи составляет 115 м. Площадь – 5,9 км2.
В вышележащих (меловых) отложениях (пласты А-1, Б-8, Б-16-20) по керну, материалам ГИС и результатам опробования нефтегазоносных пластов не отмечено.
Перспективы нефтегазоносности Чкаловского месторождения связаны с пластом Ю1-1 в восточной части залежи, пластом М1-10 в северо-восточном блоке.
1.2.4. Физические свойства пород и полезных ископаемых
Палеозойские отложения Чкаловского месторождения представлены известняками, доломитами, мрамором и порфиритами.
Известняки характеризуются следующими физическими параметрами: σ = 1,8–2,7 г/см3, ρп = 10–103 Ом*м, Iγ = 2 мкР/ч, Vp = 2,2–4,5 км/с, Кп = 0,5–48%. Доломиты имеют схожие физические свойства.
Мраморы характеризуются повышенным сопротивлением (ρп = 103–108 Ом*м), низкой естественной радиоактивностью (Iγ = 2–5 мкР/ч), высокой скоростью распространения продольных волн Vp = 5,95–6,63 км/с. Плотность мраморов составляет 2,68–2,72 г/см3, Кп = 0,1-22%.
Порфириты имеют высокое сопротивление (ρп = 104–107 Ом*м), высокую естественную радиоактивность (Iγ = 16–30 мкР/ч), высокую скорость распространения продольных волн Vp = 5,36–7,0 км/с. Плотность порфиритов составляет 2,34–2,94 г/см3, Кп = 0,4–6%.
Таблица 2- Физические свойства пород и полезных ископаемых
| Породы | Плотность σ (г/см3) | УЭС ρп (Ом*м) | Радиоактивность γ (мкр/ч) | Скорость υр (км/с) | Коэф. пор. Кп,% |
| Известняк | 1,8–2,7 | 10–103 | 2 | 2,2–4,5 | 0,5–48 |
| Доломит | 1,9–3,0 | 10–103 | 2 | 2,2–4,5 | 0,1–37 |
| Мрамор | 2,68–2,72 | 103–108 | 2–5 | 5,95–6,63 | 0,1–22 |
| Порфирит | 2,34–2,94 | 104–107 | 16–30 | 5,36–7,0 | 0,4-6 |
2. Технико - технологическая часть
2.1. Обоснование геофизических работ и комплекса методов
Для решения поставленных задач необходимо провести следующий комплекс геофизических исследований в скважинах:
- боковой каротаж (БК);
- индукционный каротаж (ИК);
- акустический каротаж (АК);
- нейтронный гамма-каротаж (НГК);
- нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ);
- гамма-каротаж (ГК);
- гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГК-П)
При изучении карбонатных толщ задача сводится прежде всего к выделению литологических разностей в разрезе. Данную задачу решают следующие методы: БК, ГК, ИК, ГГК-П. Удельные сопротивления карбонатных пород, полученные по БК, изменяются от единиц до сотен тысяч ом-метров. Особенно высокими сопротивлениями обладают кристаллические и окремненные известняки. Минимальные сопротивления имеют рыхлые высокопористые, кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты. Значительные примеси глин в плотных карбонатных породах способствуют снижению их удельного сопротивления. По показаниям ГК карбонатные породы отмечаются низкими показаниями, глины – высокими, а эффузивные породы аномально высокой естественной радиоактивностью. Метод гамма-гамма каротажа плотностного (ГГК-П) позволяет также производить дифференциацию пород по плотности, для уточнения литологии.
Основные методы выделение коллекторов в карбонатном разрезе – это метод временных замеров и метод «каротаж-испытание-каротаж». В данных методах непосредственно используются данные бокового каротажа.
Для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и оценки характера насыщения применяются графический способ А.М. Нечая и способ нормализации Н.З. Заляева. В данных способах необходима совместная интерпретация данных методов сопротивления (БК) и нейтронного гамма-каротажа (НГК). Кроме того для оценки характера насыщения используется способ сравнения пористостей, основанный на измерениях нейтронного гамма-каротажа и акустического каротажа.
Выделение водонефтяного контакта осуществляется способом нормализации по инверсии кривых НКТ и нормализованной кривой БК.
2.2. Краткая физическая сущность методов
Комплекс исследований будет проводится в соответствии с технической инструкцией на проведение геофизических исследований в скважине.
Метод ПС .Методы потенциалов самопроизвольной поляризации 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.
Боковой каротаж будет проводится в масштабе 1:200. Масштаб записи кривой БК логарифмический с модулем 6,25. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. Прибор К1А-723-М.
Требования к скважинному прибору БК:
- диапазон измерений УЭС — от 0,2 до 10000 Ом•м;
- предел допускаемой основной погрешности измерений УЭС - не более ±5 %;
- допускаемая дополнительная погрешность измерений УЭС, вызванная изменением температуры в скважине, не должна превышать 0,1 от значения основной погрешности на каждые 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С.
Критерии контроля качества первичных данных:
- расхождения значений стандарт-сигналов, зарегистрированных до и после измерений и в процессе последней периодической калибровки, не должны превышать значение допустимой основной погрешности измерений;
- относительные расхождения между основным и повторным измерениями не должны превышать ±20 % в интервалах с номинальным диаметром скважины;
- для однородных изотропных пластов без проникновения значения УЭС пород, измеренные зондами БК, должны отличаться не более чем на ±20 %, от значений ρл, найденных другими методами, если обработка проводится в рамках единой интерпретационной модели, а искомые значения удельных сопротивлений находятся в диапазонах: 5 < ρп/ρс < 500 при толщине пласта h > 5 м, если сравнивают результаты определений БК и БКЗ; 5 < ρп/ρс < 50 при h>4 м и ρс > 0,5 Ом•м, если сравнивают результаты БК и ИК.
Индукционный каротаж. Масштаб глубин 1:200, масштаб записи кривой проводимости – 20-25 мСм/см, скорость регистрации до 3000 м/ч. Запись кривой проводимости пород будет осуществляться аппаратурой К1А-723-М.
Требования к скважинному прибору (модулю) ИК: