Отчет о производственной практике Курманиязов. А. Б группа нгд16 ро Икласова. Ж. У
 Скачать 108.75 Kb.
|
Аптский продуктивный горизонтПласт А Общая толщина изменяется от 1.4 м (скважина 22) до 7 м (скважина К-51). В районе скважины 15 отмечается замещение коллектора непроницаемыми породами (приложение 3). Величина средней эффективной толщины составляет 3.5 м при максимальной 5 м (скважина 24) и минимальной 1.4 м (скважина 22). Нефтенасыщенная эффективная толщина изменяется от 1 м (скважина К-51) до 5 м (скважина 24) и в среднем равна 3.1 м. Площадь нефтеносности в пределах ВНК составляет 451 тыс. м2. Пласт Б отделяется от пласта А глинистым пропластком толщиной от 4 м до 8 м. Общая толщина пласта изменяется от 3.5 м (скважина К-41) до 7 м (скважина 11). Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в среднем составляют 2.3 м при изменении от 3.2 м в скважине 11 до 1.8 м в скважине 22. В скважине 1 пласт замещен непроницаемыми породами (приложение 4). Площадь нефтеносности составляет 114 тыс. м2. Пласт В отделяется от пласта Б глинистым разделом толщиной от 3.5 и до 7.6 м. Среднее значение общей толщины пласта составляет 5.9 м. В районе скважины 16 отмечается зона отсутствия коллекторов. Эффективная толщина изменяется от 3.5 м в скважине 1 до 7.4 м в скважине 11. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в скважине 11 - 1 м, в скважине 22 – 1.6 м (приложение 3). Коэффициенты песчанистости и расчлененности рассчитанные для аптского продуктивного горизонта равны 0.83 и 1.3 доли единиц (таблица 2.2.1) 4. Характеристика коллекторов по ГИС По результатам бурения в 1959-1961 гг. на площади 18 глубоких разведочных скважин (№№ 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 19, 20) и опробования в 9 из них (№№ 1, 2, 8, 9, 10, 11, 12, 16, 19) установлена нефтеносность отложений альбского и аптского возраста. В 1991г. на месторождении пробурено еще 5 глубоких разведочных скважин: 22, 23, 24, 25, 26, результаты исследования которых позволили уточнить ранее полученные сведения о распространении и фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) пластов продуктивных горизонтов. На основании дополнительных сведений по вновь пробуренным скважинам в 1992 г. Была выполнена переоценка запасов нефти месторождения Бакланий Северный. [3]. Геолого-технические условия проведения геофизических исследований скважин Продуктивная толща месторождения представлена терригенными отложениями альбского и аптского возраста залегающими, соответственно, в интервалах глубин 294-340м и 415-550м. Пластовые воды продуктивных горизонтов характеризуются соленостью 14 - 16оБе, температурой 24 - 260С, плотностью 1.1-1.107 г/см3 и удельным электрическим сопротивлением (УЭС) 0.05 - 0.044 Омм. Геофизические исследования проводились в скважинах, пробуренных долотами диаметрами 190 мм и 215 мм, заполненных глинистым раствором с плотностью 1.21-1.27 г/см3, вязкостью 25-70 сек, УЭС от 0.1 до 0.65 Омм. Комплекс ГИС и качество геофизических материалов Применявшийся на месторождении Бакланий Северный комплекс промыслово-геофизических исследований скважин составлен на основании «Типовых и обязательных комплексов геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ». Геофизические исследования проведены с применением аппаратуры и приборов российского (советского) производства в соответствии требованиям [6], нормами метрологии. Общие исследования в открытом стволе в масштабе 1:500, выполненные по всему стволу скважины, включали: замеры кажущегося УЭС зондом N0.5M2A, запись потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), кавернометрию (КВ), индукционный каротаж (ИК), замеры естественной радиоактивности (ГК), нейтронный гамма каротаж (НГК), в некоторых скважинах - боковой каротаж (БК). В интервале продуктивной толщи выполнены детальные исследования в масштабе глубин 1:200. Комплекс ГИС включал: ПС, КВ, ГК, НГК, БК, боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой микрокаротаж (БМК), микрокаротаж потенциал и градиент-зондами A0.025M0.025N и A0.05M0.025N (МКЗ), микрокавернометрию (МКВ), индукционный каротаж (ИК), акустический каротаж по скорости продольных волн (АК), плотностной каротаж ГГКп. Кроме того, после спуска и цементирования обсадных колоннн выполнялись исследования по изучению технического состояния и оценка качества цементирования колонн (АКЦ). Виды и объемы промыслово-геофизических исследований, выполненных в глубоких скважинах приведены в предыдущих отчетах [1,3]. Геофизические исследования и интерпретацию полученных материалов выполняли геофизические предприятия: Гурьевская группа отрядов ГИС и Доссорская группа партий. Методика выделения коллекторов и определение эффективных толщин В терригенных отложениях альба и апта выделение коллекторов осуществлялось по следующим качественным признакам, определяемых по диаграммам методов ГИС:
Одновременно все признаки отмечались не постоянно, поэтому выделение границ пластов и оценка эффективных толщин проводились с привлечением всего комплекса ГИС. 5.Определение фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов Из-за недостаточной освещенности керновыми исследованиями коллекторов месторождения Бакланий Северный, при оценке пористости и нефтенасыщенности по данным ГИС использовались петрофизические зависимости, полученные для коллекторов месторождения Кенбай, где условия осадконакопления и физико-литологическая характеристика продуктивной части разреза аналогична с месторождением Бакланий Северный: Рп = 1/Кп1.9, где Рп - параметр пористости, Кп –коэффициент пористости; Рн=1/Кв1.83, где Рн – параметр насыщения, Кв – коэффициент водонасыщенности. Оценка пористости коллекторов в скважинах, пробуренных в 1959 - 1961 годах, проводилась по данным электрометрии, а по скважинам, пробуренным в 1991 году, - по трем методам: акустическому ( Т), плотностному (ГГКп) и электрометрии [3]. При этом, при расчетах по данным электрометрии, сопротивление водоносного пласта, принималось для альбского горизонта равным 0.35 Омм, для аптского - 0.4 Омм. Величины коэффициентов пористости, полученные по разным методам, имеют хорошую сходимость. Сопоставление средней пористости, определенной по ГИС, с керновыми данными показало, что пористость по керну несколько ниже. Вероятно, это связано с малым количеством керновых определений (всего 6 и 3, соответственно, по альбскому и аптскому горизонтам из 42 отобранных, остальные оказались непредставительными [3]). Определение коэффициента нефтенасыщенности осуществлялось по удельному электрическому сопротивлению с использованием петрофизических связей для месторождения Кенбай, приведенных выше. Параметр нефтенасыщенности Рн рассчитывался по формуле Рн = п вп, где п – удельное электрическое сопротивление интерпретируемого коллектора, определяемое по ИК или БК; вп - сопротивление этого же пласта при 100% водонасыщенности, рассчитывалось по формуле вп = в * Кп^ -1.9, где ρв - сопротивление пластовой воды для отложений принятое в расчет для альба и апта равно, соответственно, 0.05 Омм и 0.044 Омм. Коэффициент нефтенасыщенности определялся из выражения Кнг = 1 – Кв. В таблице 2.2.2.1 представлены сведения об эффективных толщинах, коэффициентах пористости и нефтегазонасыщенности коллекторов залежей альбского и аптского горизонтов. Таблица 5 Результаты интерпретации ГИС по скважинам месторождения Бакланий Северный
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||