Тектоника
Район работ располагается в пределах южной части Центрально–Западно-Сибирской складчатой системы герцинского возраста. Система занимает всю центральную часть Западно-Сибирской плиты, пересекая её с юга на север. Закладывалась она в силуре или начале девона на байкальском и салаирском складчатом основании. Герцинский возраст центральной части плиты подтверждается не только типом структурных зон, развитых в фундаменте, но и составом пород. Доюрский комплекс отложений служит фундаментом для мезозойско-кайнозойского чехла. В результате унаследованных движений структурно-формационных зон фундамента в мезозое-кайнозое были сформированы консидементационные структуры платформенного чехла.
Доплатформенный комплекс сильно дислоцирован и осложнён платформенными мезозойско-кайнозойскими структурами первого, второго, иногда третьего порядка. Согласно тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты участок работ находится в пределах крупной положительной структуры доюрского фундамента – Назино-Сенькинского антиклинория. Ядро этого антиклинория сложено интенсивно дислоцированными, метаморфизованными предположительно салаирскими и каледонскими складчатыми комплексами. Осложняющие его синклинали представлены средне-верхнедевонскими карбонатно-терригенными толщами. С северо-запада Назино-Сенькинский атиклинорий ограничен Колтогорско-Уренгойским грабен-рифтом. На юго-востоке его сечёт Усть-Тымский грабен-рифт. В результате развития этих грабен-рифтов антиклинорий в мезозое испытывал воздымание и денудацию. Вся площадь работ покрыта сетью разломов, оперяющих грабен-рифты и протягивающихся с юго-запада на северо-восток. В строении грабен-рифтов принимают участие два структурно-формационных комплекса: собственно рифтовый, представленный интрузивными базитовыми образованиями, и грабеновый, сложенный преимущественно вулканогенно-осадочными породами.
Ч
каловское месторождение приурочено к одноимённому поднятию, осложняющему северную часть Межозёрного вала – структуры II порядка. Межозёрный вал, в свою очередь, расположен в зоне сочленения трёх крупных тектонических элементов I порядка: Александровского свода, Средневасюганского мегавала и Усть-Тымской мегавпадины.
Рис.1.2 Структурная карта
1 – структуры 1 порядка (I – Каймысовский свод, II – Средневасюганский мегавал, III – Парабельский мегавал, IV – Пудинский мегавал, V – Межовский свод, VI – Колтогорский мегапрогиб, VII – Усть-Тымская впадина, VIII – Нюрольская впадина); 2 – структуры II порядка (1 – Черемшанское куполовидное поднятие, 2 – Межозерный вал, 3 – Фестивальный вал, 4 – Соболиный вал, 5 – Игольское куполовидное поднятие,6– Лавровский наклонный вал, 7 – Герасимовский структурный мыс, 8 – Камышинский вал, 9 – Таволгинский структурный мыс, 10 – Олимпийское куполовидное поднятие); 3 – месторождения УВ
Гидрогеология и геохимия
Гидрогеологические условия - один из критериев нефтегазоносности, чем заслуживают особого внимания при поисках нефти и газа. Состав, характеристика подземных вод в недрах, как индикаторы в некотором замкнутом пространстве, указывают на условия среды, в которой она находилась или на спутники, которые ее сопровождали. Среда наделяет воду своеобразными, характерными для нее свойствами. Используя эту особенность, геологами раскрыта специфичность вод, наследуемая после контакта с углеводородами.
К показателям, указывающим на наличие в породах процессов нефтегазо-образования и накопления, можно отнести газовую и гидрохимическую характеристики подземных вод. Анализ типов вод нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что наиболее частыми их спутниками являются воды гидрокарбонатно-натриевого и хлоркальциевого типов. В соответствии с этим, обнаружение указанных типов вод может служить косвенным признаком возможного наличия залежей нефти и газа. Вероятность обнаружения нефтяной залежи в ловушке тем выше, чем больше газонасыщенность подземных вод и содержание в водах тяжелых углеводородов.
Одним из основных показателей благоприятной обстановки для сохранения залежей нефти и газа является закрытость недр (зона затрудненного водообмена) вне зависимости от типа вод. На степень закрытости указывает коэффициент их минерализации. Для зоны относительно застойного режима характерны коэффициенты минерализации пластовых вод не менее 20 г/л (нижний порог). Однако, известен ряд территорий, не укладьшающихся в описанную схему расчленения по условиям закрытости. В районах Уват-Ханты-Мансийск-Сургут наблюдается снижение минерализации пластовых вод в нижних гидрогеологических комплексах до 10 г/л, хотя общая геологическая обстановка позволяет считать, что эти районы в современном плане имеют наиболее застойный режим.
Существует еще множество установленных закономерностей между содержанием отдельных элементов в пластовых водах, таких как бром, йод, бор, барий, стронций, радий и некоторые другие и наличия залежей.
Немаловажное значение на выводы о нефтегазоносности территории играет представительность выборки материала. Чем больше количество определений, тем ниже погрешность и точнее результат. Исследованы воды нижнемелового, верхне-средне-, нижнеюрского и доюрского комплексов. Более детально (17 анализов) охарактеризована данными верхняя юра. Характеристика вод отложений палеозоя, нижней, средней юры и мела представлены единичными пробами, что не способствует прогнозу распространения характерных ее параметров на территории участка.
Доминирующим типом являются воды хлоркальциевого типа. Реже встречаются также гидрокарбонатно-натриевые и хлоридно-натриевые типы. Наблюдаются закономерности уменьшения минерализации пластовых вод снизу-вверх. Наиболее минерализованные воды (73.4 г/л) получены из нижнеюрских отложений Чкаловской площади. Палеозойский водоносный комплекс соответствует доюрскому нефтегазоносному комплексу. Единой водоупорной кровли комплекса нет, но угловое и стратиграфическое несогласие между палеозойскими и мезозойскими отложениями затрудняет водообмен между водоносными горизонтами. Водообильностъ и емкостные свойства отложений комплекса сильно различаются. Большей частью это слабопроницаемые породы (Трассовая 315, 317; Мурасовская 22; Новоникольская 1). Вместе с тем в скважине 318 Трассовой площади получен приток воды со средне-суточным дебитом 205.0 м /сут.
Геохимические исследования палеозойского комплекса с помощью газового каротажа проводились по скв. 197 Межозерной, 192 Передовой, 1 Полонской, где средняя газонасьпценность составила 0,3-1,5 г /л.
Как уже было отмечено нижнесреднеюрские отложения представлены анализами проб воды в единичных скважинах. Водообильностъ резервуаров комплексов низкая, что типично для запада Томской области. Данные о газовом каротаже имеются по скв. 196, 197 Межозерной и 192 Передовой площадям. Газонасьпценность пластов Юз, Ю4 и Ю10 составляет 0.2-0.9 см /л, Ю5 и Юп-3-4см3/л, Ю7-10,0-12,0 см3/л.
По верхнеюрскому нефтегазоносному комплексу солевой состав меняется от 2.6 (Ильякская 1) до 44.4 г/л (Северо-Васюганская 7). На фоне наиболее равномерной смены значений минерализации участками наблюдается очаговое или островное ее распространение, когда на незначительном расстоянии в пределах одной площади скачок составляет от 5.0 до 24.0 г/л (Трассовая) или от 26.3 до 44.4 г/л (Северо-Васюганская). Сведения о замерах газонасыщенности имеются по скв. 196, 197 Межозерной - 0,5-1,5см3/л.
Довольно высокие уровни минерализации сохраняются и в породах нижнего мела. На Северо-Васюганском месторождении (скв. 4) из интервала тарской свиты, получен приток воды со значением минерализации 21.3 г/л. Несколько ниже солевой состав вод на Кильсинской структуре (скв.380), где из интервала покурской свиты и пласта B1 (скв. 381) получена вода с минерализацией 14.9 и 17.4 г/л, соответственно. Близкое значение минерализации (18.3 г/л) определено в скв. 315 Трассовой (куломзинская свита), что свидетельствует о зонах затрудненного водообмена в нижнемеловом комплексе и делает его привлекательным в отношении перспектив нефтегазо-носности. Геохимические исследования нижнемелового комплекса проводились только на Межозерной площади в скв. 196 - газонасыщение фоновое.
Отсутствие результатов газонасыщенности вод не позволяет рассматривать перспективы нефтегазоносности территории с учетом данного параметра, однако, даже на основании приведенного материала, можно заключить, что, как по типу встречаемых вод, так и по показателям застойного режима в разрезе, с точки зрения гидрогеологических предпосылок на участке встречаются зоны, благоприятные для сохранности залежей углеводородов.
1.4. Анализ ранее проведённых работ
Бурение скважин на Чкаловском месторождении проводилось долотом 190-216 мм. В качестве промывочной жидкости применялся пресный глинистый буровой раствор с следующими параметрами: плотность 1.18-1.25 кг/м3, вязкость 25-30 сек. водоотдача 5-6 см3/30 мин. Температура на забое скважин изменялась от 90 до 110 град.С. Минерализация пластовой воды от 30 до 60 кг/м3.
Геологический разрез скважин представлен песчано-глинистыми отложениями кайнозойско-мезозойской систем и карбонатно-кремнистыми породами палеозойской системы. Нефтенасыщенные коллектора на Чкаловском месторождении приурочены к отложениям юры и палеозоя.
Геофизические исследования проводились после окончания бурения, в основном, комплексной аппаратурой. Геофизические исследования в разведочных скважинах проводились дважды: после вскрытия горизонта Ю1 проводился комплекс ГИС, а затем скважина бурилась до палеозоя и после разбуривания проводился каротаж с повторением в интервале Ю1. В разведочных скважинах, пробуренных до палеозоя, наблюдаются глубокие зоны проникновения, которые фиксируются на повторном каротаже. По данным интерпретации в коллекторах наблюдается повышающее проникновение бурового раствора. Соотношение сопротивлений фильтрата бурового раствора и пластовой воды таково, что коллектора выделяются отрицательными аномалиями на диаграммах ПС и положительными приращениями на диаграммах микрозондов. В целом, геолого-технические условия на месторождении благоприятны для проведения измерений методами ГИС.
Геофизические исследования в скважинах Чкаловского месторождения представлены следующим комплексом исследований:
- стандартный каротаж с ПС;
- боковое каротажное зондирование;
- боковой каротаж;
- микрозондирование;
- микробоковой каротаж;
- кавернометрия;
- индукционный каротаж;
- радиоактивные методы (ГК,ННК-Н);
- инклинометрия.
Стандартный каротаж проводился подошвенным градиент-зондом АО = 2.25 м, потенциал-зондом А0.5М6.0N с одновременной записью кривой потенциала собственной поляризации скважин (ПС). Регистрация диаграмм проводится в масштабе глубин 1:500 и 1:200. Масштаб записи кривых кажущегося сопротивления (КС) - 2.5 Омм/см,кривой ПС-12.5мВ/см. Скорость регистрации до 2500 м/ч.
Боковое каротажное зондирование проводится комплектом подошвенных градиент-зондов: A0.4M0.1N, A1.0M0.1N, A4.0M0.5N и кровельным градиент-зондом N0.5M2.0A в интервале продуктивного горизонта. Масштаб записи глубин 1:200, масштаб записи кривых кажущегося сопротивления 2.5 Омм/см. Скорость регистрации до 3000 м/ч.
Боковой каротаж проводится в интервале исследования методом БК-3. Масштаб глубин 1:200, масштаб записи кривой сопротивления в логарифмическом масштабе с модулем 4 и 6.25. Скорость регистрации до 3000 м/ч.
Индукционный каротаж проводится в интервале БКЗ. Масштаб глубин 1:200, масштаб записи кривой проводимости - 20-25 мСим/см, скорость регистрации до 3000 м/ч.
Микрозондирование проводится микроградиент-зондом A0.025M0.025N и микропотенциал-зондом A0.05N одновременно, масштаб записи кривых 2.5 Омм/см, скорость регистрации до 1200 м/ч.
Микробоковой каротаж проводится с целью выделения проницаемых и плотных пропластков, а также уточнения границ пластов. Проводится в интервале БКЗ, масштаб глубин 1:200, масштаб записи кривых 2.5 Омм/см, скорость регистрации до 2000 м/ч.
Радиоактивный каротаж включает гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК) и нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКт). Проводится по всему стволу, масштаб глубин 1:200. Масштаб записи ГК-0.5-1.0 мкр/ч., кривых НГК, НКт - 0.1 усл.единицы/см. В канале ГК используются счетчики NаJ размером 40 х 80. В канале НКт применяются счетчики СНМ-18. Мощность плутониево-бериллиевых (Pu + Be) источников 8.0 х 10^6 n^/сек. Скорость регистрации кривых 200-400 м/ч. Постоянная времени (r) интегрирующей ячейки 3-6 секунд.
Кавернометрия проводится в вертикальных скважинах. Масштаб глубин 1:500, 1:200, масштаб записи кривых - 2 см/см, скорость записи 1000-1200 м/ч.
Инклинометрия проводится по всему стволу скважины, шаг измерения по глубине 10-20 м.
Акустический каротаж проводился в вертикальных разведочных скважинах, а также в глубоких скважинах, пробуренных до полеозоя. Записывались кривые времени распространения волны и амплитудные кривые волны. Масштаб глубин 1:200, масштаб записи кривых 20 мксек/м/см; 2 дб/м/см. Скорость регистрации до 1000 м/ч.
Проводимый комплекс ГИС на Чкаловском месторождении соответствует типовому обязательному комплексу, который предусмотрен для терригенного разреза месторождений Томской области и выполнен в соответствии с требованиями технической инструкции на проведение геофизических исследований.
В разведочных скважинах, пробуренных до палеозоя, при повторном каротаже наблюдаются глубокие зоны проникновения с повышающим проникновением бурового раствора. Глубина зоны проникновения для нефтенасыщенных коллекторов составила 2-6 D/d, в водоносных коллекторах - 4 - 8 D/d.
Бурение скважин на Чкаловском месторождении проводилось долотом 190-216 мм. В качестве промывочной жидкости применялся пресный глинистый буровой раствор с параметрами: плотность 1.18-1.25 кг/м3, вязкость 25-30 сек, водоотдача 5-6 см3/30 мин. Температура на забое скважин изменялась от 90 до 110 град.С. Минерализация пластовой воды от 30 до 60 кг/м3.
Выделение коллекторов проводилось по общепринятой методике с использованием комплекса качественных и количественных признаков. В качестве критического значения относительной амплитуды ПС принято значение равное 0.43 и полученное по данным работ, проведенных на месторождениях Томской области.
При определение характера насыщения коллекторов за критическое значение УЭС принято значение равное 4.3 Омм, полученное по группе месторождений Томской области, т.к. данных по Чкаловскому месторождению было недостаточно для обоснования критического значения удельного электрического сопротивления,
Определение удельного сопротивления пластов мощностью более 5.2 м проводилось по палеткам БКЗ. Пласты мощностью 1.6 - 5.2 м обрабатывались по палеткам ВНИИГИС. В пластах мощностью менее 1.6 м сопротивление не определялось.
Определение относительной амплитуды ПС проводилось по опорному водоносному пласту с минимальной глинистостью с учетом градиента изменения ПС с глубиной, который равен 3 мВ на 100 м. Максимальная амплитуда в изучаемом пласте рассчитывалась по формуле: Емах=Еопор+3[(Нпл-Нопор)/100], где Нпл - глубина изучаемого пласта, Нопор - глубина опорного пласта. В наблюдаемую амплитуду ПС вводилась поправка за мощность пласта и параметры зоны проникновения.
Двойной разностный параметр ГК определяется по формуле:
Jгк = (Jгк - Jгк мин) / (Jгк макс - Jгк мин),
где - Jгк - показания по ГК против изучаемого пласта;
Jгк мин. - минимальное показание против опорного пласта;
Jгк макс. - максимальное показание против опорного пласта.
За опорный пласт с максимальной глинистостью брался пласт георгиевской глинистой пачки, залегающий в кровле горизонта Ю1. Определение Jгк мин проводилось по минимальному значению в изучаемом разрезе, из-за отсутствия в разрезе скважин выдержанного опорного пласта с минимальной глинистостью.
Определение пористости по данным радиоактивного каротажа. Кривые НКт были нормализованы по методике Ш.А.Губермана. Зависимость Кп=f(Jнкт) была построенна с учетом керновых данных юрских отложений Томской области.
Для расчетов поправки в водородосодержание взята величина связанной воды равная 20 %, как средняя величина, полученная на керновом материале по месторождениям Томской области.
Глинистость рассчитывалась по формуле Кгл=1.055- 1.14-1.111 Jгк
(зависимость В.В.Ларионова / /).
Для определения пористости по относительной амплитуде ПС использовалась обобщенная зависимость, полученная по юрским отложениям Томской области:
Кп = 0.0855+0.0969*Апс
Определение коэффициента нефтенасыщенности проводилось по зависимости Рн = f(Кв), Рп=f(Кп), полученной в лаборатории физики пласта ПО Томскнефтегазгеология, и зависимости Rнп = f(W), построенной с учетом скважин, пробуренных на нефильтрующемся растворе для юрских отложений Томской и Тюменской областей.
Rв определено равным 0.075 Омм, при температуре пласта 96град.С и минерализации пластовой воды 33.0 г/л.
Расчет проницаемости был проведен для нефтенасыщенных коллекторов используя уравнение вида lnКпр=(2.87*(4.5-10Rф/Rзп))-3.5
1.5. Физические свойства горных пород.
Плотность осадочных пород зависит от минерального скелета, пористости, обусловленной структурой и происхождением пород, плотности жидкости, заполняющей поры. Размер пор и форма их зависят от формы и размеров породообразующих частиц.
Плотность горной породы – масса единицы объема абсолютно сухой горной породы, измеряется в кг/м3, г/см3. Так как плотность минерального скелета горных пород изменяется в узких пределах, то плотность горных пород обычно обратно пропорциональна их пористости.
Пористость горной породы – свойства породы, заключающиеся в наличие в ней пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение объема всех пустот горной породы к ее общему объему, выраженное в процентах или долях единицы.
Различают:
пористость абсолютную – все пустоты горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения;
пористость открытую (насыщенную) – совокупность сообщающихся между собой пустот;
пористость эффективную – совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации.
Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%. Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов.
По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы:
сверхкапиллярные - 2-0,5мм (движению жидкости и газа препятствуют лишь силы трения);
капиллярные - 0,5-0,0002мм (значительно препятствуют также капиллярные силы);
субкапиллярные - менее 0,0002мм (из-за действия капиллярных сил движения жидкости в природных условиях практически невозможно, поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глина, глинистые сланцы и др.) не относят к коллекторам).
Содержание в пустотах горных пород нефти, газа, воды называется насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности - доля объема пустот в горной породе, заполненной нефтью. Аналогично определяются коэффициенты газо-водонасыщенности.
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Проницаемость является одним из важнейших коллекторских свойств. Проницаемость измеряется объемным расходом невзаимодействующей с породой жидкости определенной вязкости, протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярное заданному градиенту давления.
Удельное электрическое сопротивление горных пород изменяется в очень широких пределах и определяется минеральным составом, пористостью, минерализацией пластовых вод, соотношением воды и нефти в поровом пространстве. В зависимости от характера насыщения и глинистости коллекторов, удельное сопротивление песчаников изменяется от 1,5 до 60 Ом.м. Водоносные коллектора отмечаются сопротивлением от 1,5 до 6,4 Ом.м, продуктивные от 6 до 60 Ом.м. Для глинистых пород удельное электрическое сопротивление характеризуется низкими и сравнительно постоянными значениями 1-10 Ом.м.
Естественная радиоактивность горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов. Максимальной радиоактивностью характеризуются глины 20-25 мкр/час, радиоактивность песчаников и алевролитов возрастает с увеличением глинистости 2-20 мкр/час.
Таблица 1.1.
Физические свойства различных пород
Горная порода
|
Плотность г/см3
|
Пористость
%
|
Рп Омм
|
Iу мкр/час
|
Глина
|
2.4
|
20
|
1-10
|
20-25
|
Аргиллит
|
2.4
|
16-20
|
5-12
|
12-14
|
Алевролит
|
2.3
|
20
|
5-20
|
10-20
|
Песок
|
2.1
|
30
|
5-20
|
2-10
|
Песчаник водоносный
|
1-1.02
|
8.3-20.2
|
1.5-6.4
|
2-10
|
Песчаник нефтеносный
|
1-2.2
|
8.3-20.2
|
6.0-60
|
2-10
|
Аргиллит битуминозный
|
2.45
|
16
|
50-60
|
30-70
|
1.5.1. Электрические свойства.
Электрическое сопротивление залежей нефти нефтеносных пластов может превосходить водоносных пластов в 10 раз и более.
Влияние термодинамических условий залегания проявляется главным образом через изменение электрических свойств насыщающего флюида. В общем случае увеличения всестороннего давления ведет к возрастанию сопротивления, а увеличение температуры- к уменьшению его, т.к. повышается проводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов пород с глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует над давлением.
Для оценки общего эффекта залежи продуктивная толща рассматривается как единый электрический горизонт. При таком подходе различие в сопротивлениях нефтегазоносных и водоносных участков составляет в среднем до 2-3 раз, иногда до5. При малой мощности залежи (20-50) различие составляет не более 30-50%.
Месторождение нефти и газа характеризуется повышенной поляризуемостью пород как в области залежи так и выше нее. Поляризуемость пород h в контуре залежи может увеличиваться по сравнению с законтурной частью до 5-7раз.
1.5.2. Радиоактивность.
Радиоактивностью называется способность неустойчевых атомных ядер самопроизвольно превращаться в более устойчивые ядра других элементов, испуская, альфа-бета-гамма-лучи и элементарные частицы (электроны, нейтроны, протоны, позитроны и нуклоны).
Радиоактивность атомных ядер, находящихся в естественных условиях, получила название естественной радиоактвности, а радиоактивный распад атомных ядер при их бомбардировки элементарными частицами - искусственной радиоактивности.
Естественная радиоактивность горных пород в основном обусловлена присутствием в них естественных радиоактивных элементов урана  U и продукта его распада радия  Ra, тория  Th и радиоактивного изотопа калия  K.
Из осадочных пород, типичных для нефтяных и газовых месторождений, наиболее радиоактивны чистые глины, высокая интенсивность гамма-излучения которых фиксируется на диаграммах ГК. Менее радиоактивны песчаные и известковые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники, чистые пески и карбонатные породы.
Для исследования интенсивности тепловых нейтронов по разрезу скважины на заданном расстоянии от источника быстрых нейтронов, которые в результате замедления породообразующими элементами превратились в тепловые – используют метод плотности тепловых нейтронов.
Регистрирующая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы, т.е. от водородосодержания и наличия элементов с высоким сечение захвата тепловых нейтронов.
1.5.3. Нейтронные свойства.
Пористость, глинистость, нефте-, водо-, газонасыщенность, химический состав твердой фазы пород, давление и температура влияют на показания нейтронных методов через соответствующие нейтронные характеристики. Характеристиками пространственно-энергетического и временного распределения в г.п. надтепловых и тепловых нейтронов являются длина замедления нейтронов; время замедления нейтронов; дисперсия импульсов замедленных нейтронов; длина диффузии и длина миграции, время жизни и К диффузии тепловых нейтронов. Знание этих параметров небходимо для петрофизического обоснования способов применения нейтронных методов, оптимизации условий измерений, создания алгоритмов обработки результатов, установления связей интерпретационных параметро со свойствами изучаемых сред.
Современная методология нейтроных методов ориентирована на непосредственное измерение нейтронных характеристик г.п. и на их элементный анализ. При радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обуславливает потерю ими энергии и замедление.
Основными факторами, вызывающими замедление и поглащение нейтронов, являютсяводородо- и хлоросодержание среды. Обращает внимание близость нейтронных характеристик нефти и воды, обусловленная практически одинаковым их водородосодержанием.
Для пород с одинаковым минеральным составом скелета величины Ls (длина замедления быстрых нейтронов) и t (среднее время жизни тепловых нейтронов) уменьшаются с ростом их влажности, с увеличением их пористости.
1.5.4. Акустические свойства.
Осадочные горные породы в большинстве своём являются дифференциально упругими и не обладают достаточно совершенной связью между фазами.
Скорость продольных волн в осадочных породах изменяется от 700 до 6000 м/с. В верхних частях разреза, где породы недостаточно уплотнены или просто рыхлые, наименьшая скорость наблюдается в песчаниках и глинах. Такое же распределение скорости в среднем отмечается и в меловых отложениях, ниже по разрезу значения скорости в среднем в различных породах сближаются.
Основными факторами, влияющими на скорость распространения упругих колебаний в глинистых песчаниках , являются: литолого-минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью, степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективное давление). Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде. Это объясняется большей сжимаемостью углеводородов, чем воды. Так скорость распространения волн в песке, полностью насыщенном нефтью, на 15-20% меньше, чем в песке, заполненном водой.
Нефть оказывает определённое влияние на скорость и поглощение волн при прохождении их через залежь. Хотя величина этого влияния твёрдо не устаноалена, данные полученные на изучении ряда месторождений в условиях естественного залегания нефтегазоносных и водоносных слоёв показали, что скорость распространения в нефтегазоносных отложениях уменьшается по сравнению со скоростью в водоносной части в среднем на 0.5 км/с.
В отдельных случаях уменьшение скорости распространения в нефтегазоносных отложениях может достигать 1км/с и более, или 30-35%.
Большое значение имеют термодинамические условия залегания нефти. С повышением температуры скорость распространения уменьшается, причем наиболее ярко в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению с газо- и водонасыщением. Увеличение давления (глубины), наоборот, ведет к повышению скорости распространения.
1.5.5. Физические свойства нефти.
Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении
100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.
2.Проектная часть
2.1. Выбор участка работ
По географическому положению Чкаловское месторождение расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской равнины, в тектоническом отношении объект приурочен к структурам первого порядка: Усть-Тымской впадине и Александровскому мегавалу.
В процессе разработки месторождения, наиболее не затронутым осталась его юго-восточная часть. Для уточнения геологического строения, колекторских свойств пластов, положения водо-нефтяного контакта, границ залегания выявленных залежей нефти проектируется 4 скважин для доразведки с последующей эксплуатацией месторождения.
2.2. Априорная ФГМ объекта и задачи работ
На этапе проектирования геофизических работ формируется априорная ФГМ искомого объекта и с её помощью определяется тактика и параметры геофизических наблюдений. Породы Чкаловского месторождения характеризуются следующими физическими свойствами:
Таблица 2.1.
Физические свойства пород
Горная порода
|
Удельное электрическое сопротивление рп, Омм
|
Естественная радиоактивность γ, мкР/ч
|
Плотность δ, г/см3
|
Скорость продольной волны по породе υр, м/с
|
Глина
Песчаник
Аргиллит
Алевролит
|
1-20
5-1000
5-400
10-600
|
4-25
1-15
5-30
4-15
|
1.9-2.2
2.0-2.5
2.0-2.7
1.9-2.5
|
1200-2500
1500-2500
3000-6000
1300-2500
|
Пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Качество коллектора определяется его фильтрационно-емкостными свойствами, называемые также коллекторскими: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщеность, глинистость и др.
Амплитуда Ucn в глинах максимальная, в песчаниках минимальная.
На кавернограмме dc > dH в глинах и dc < dH в песчаниках.
Для гамма-метода методов в глинах показания будут максимальные, а в песчаниках средние. Диаметр скважины за счет проникновения промывочной жидкости в продуктивной части горизонта будет меньше чем во вмещающих породах.
На основе физических свойств пород терригенного разреза можно схематически составить физико-геологическую модель разреза, с помощью которой можно проследить, как выделяются интересующие нас породы по данным геофизического каротажа, а также продумать комплекс геофизических в скважинах с более точным расчленением разреза (Рис.2.1.).
Рис. 2.1.
Физико-геологическая модель.
Типичные диаграммы ВИКИЗ
Одной из основных задач ВИКИЗ являеатся расчленение разреза. Рассмотрим элементы диаграмм, отражающие типичные геоэлектрические ситуации и связанные с выделением тех или иных элементов разреза.
Уплотнённый малопроницаемый пласт в глинистых отложениях (рис. 2.2.) Длинна зонда, м: 0,5 красный, 0,7 зелёный, 1,0-коричневый, 1,4-синий, 2.0-чёрный. Диаграммы отражают истинное распределение сопротивлений по вертикали. В маломощном пласте кажущиеся сопротивления занижены так, что ρк ни для одного из зондов не выходит на УЭС пласта. Наблюдаются отличия в диаграммах для маломощного и мощного пластов в интервале перехода через кровлю пласта.
Рис. 2.2. Диаграмма для модели глина, уплотнённый пласт, глина.
Водонасыщенный коллектор, перекрытый глиной и подстилаемый уплотнёнными малопроницаемыми породами (Рис.2.3.)
Диараммы хорошо отражают распределение УЭС по разрезу. Даже для маломощного пласта кажущиеся сопротивления для двух длинных зондов близки к УЭС пласта. Кровля пласта отмечается пересечением кривых профилирования. Влияние хорошо проводящей верхней части распрстраняется в изолирующей среде примерно на длину зонда. Показания короткого зонда в пласте близки к УЭС зоны проникновения.
Рис. 2.3. для модели глина-водонасыщенный пласт-уплотнённый пласт.
Нефтенасыщенный коллектор в глинистых отложениях (Рис.2.4.)
Диаграммы несеметричны относительно центра пласта и в целом правильно отражают распределение УЭС по разрезу. Интервал совпадения кажущихся сопротивлений и УЭС пласта смещён к его подошве. В тонком слон показания длинного пласта отличается от значения ρп примерно на 25%. Кровля пласта совпадает с точкой пересечения кривых профилирования трёхкатушечными зондами. При переходе под подошву заметное влияние коллектора на сигнал наблюдается на интервале, примерно равном длинне зонда. Существенное влияние коллектора на показания зонда в покрышке проявляется на интервале, пимерно равном базе зонда. Показания короткого зонда близки к значению УЭС зоны проникновения.
Рисунок 2.4. Диаграмма для модели глина-нефтенасыщенный пласт-глина
Водоплавающий нефтенасыщенный коллектор перекрытый глиной (Рис. 2.5) Диаграммы сильно ассиметричны относительно центра пласта. Диаграммы длинных зондов в целом правильно отражают истинное распределение УЭС по разрезу. Диаграммы коротких зондов отражают распределение УЭС в прискважинной зоне. Интервал совпадения кажущихся спративлений с пластовым примыкает к подошве. Положение кровли пласта совпадает с точками пересечения кривых профилирования трёхкатушечных зондов.
Рисунок 2.5. Диаграмма для модели глина-нефтенасыщенный пласт-водонасыщенный пласт
2.3. Выбор и обоснование методов ГИС
Для решения поставленных геологических задач будет задействован следующий ряд методов: метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), ВИКИЗ, гамма каротаж, нейтронно-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-Н), гамма каротаж (ГК), микробоковой каротаж (МБК), микрокаротаж (МК), кавернометрия, инклинометрия, акустический каротаж (АК).
Проницаемые горизонты выделяют по кривым кавернометрии, микрозондирования, ПС, ВИКИЗ, МБК+МК. Проницаемым породам соответствуют: уменьшение диаметра скважины, положительное расхождение кривых микропотенциал- и микроградиент-зондов, отрицательные аномалии  , расхождение значений между зондами ВИКИЗ из-за их разной глубины исследования.
Глинистость определяется методами ПС и ГК по петрофизическим уравнениям и зависимостям коллекторов Чкаловского месторождения.
Определение коэффициента пористости осуществляется методами: ПС, ННК-Н и АК.
Удельное сопротивление горных пород изменяется в широких пределах (от долей до сотен тысяч Ом-м), что обеспечивает возможность детального изучения пород по их сопротивлениям; оно зависит от удельных сопротивлений породообразующих минералов и водных растворов солей в порах породы их содержания в единице объема породы, ее структуры и температуры.
Нефть практически не проводит электрического тока, поэтому, находясь в поровом пространстве породы, они частично замещают воду и снижают проводимость породы (в порах пород, содержащих нефть и газ (даже при kHr > 90 %), содержится некоторое количество минерализованной пластовой воды, обволакивая зерна породы, она образует сеть тонких каналов и пленок, обеспечивающих электропроводность нефтегазоносных пород). Удельное сопротивление нефтегазоносной породы зависит от процентного содержания в порах нефти или газа и воды, минерализации пластовых вод, пористости, структуры порового пространства и т.п.
Каротаж потенциалов собственной поляризации — один из самых распространенных методов электрического каротажа скважин и благодаря простоте исполнения, а также уровню решаемых геологических задач является обязательной составной частью в комплексе проводимых геофизических исследований в скважинах.
Потенциалы собственной поляризации возникают на границах между породой и глинистым раствором, а также между пластами в результате протекания физико-химических процессов.
В результате горные породы поляризуются, т.е. создается электрическое поле, потенциал которого в зависимости от природы происходящих процессов определяется диффузионно-адсорбционными, фильтрационными и окислительно-восстановительными потенциалами, с помощью чего мы можем более точно выделить коллекторы.
Радиоактивный каротаж скважин - это совокупность геофизических методов геологической документации разрезов скважин, основанных на использовании ядерных излучений и на изучении ядерных свойств горных пород. Одним из разновидности радиоактивного каротажа, является гамма-каротаж, основанный на изучении естественной радиоактивности горных пород. Гамма-каротаж заключается в изучении естественной радиоактивности горных пород в стволе скважин.
Нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-Н). Поскольку водородосодержание пород определяется в основном их пористостью, то метод используют для выделения коллекторов и оценки их пористости. Показания ННК-Н характеризуются водородосодержанием среды.
Метод микробокового зондирования заключается в детальном исследовании кажущегося сопротивления прискваженной части разреза зондами малой длинны. Используется для детального расчленения тонкослоистого разреза и для выделения проницаемых интервалов.
Выбор метода ВИКИЗ основывается на работах, проведённых на соседних месторождениях, в результате которых были сделаны выводы, что метод ВИКИЗ позволяет решить задачи, которые ставятся перед комплексом электрических методов в условиях данного электрического разреза.
При существенном сокращении времени на проведение каротажа, информационная насыщенность материала богаче, так как пространственные характеристики зондового комплекса ВИКИЗ позволяют получать достоверную информацию о разрезе, как по вертикали, так и по горизонтали.
Одним из наиболее существенных преимуществ метода ВИКИЗ является то, что благодаря изопараметричности зондов различной длины, величины измеряемых характеристик поля практически не зависят от скважинных условий, а зависят только от неоднородностей распределения УЭС вокруг скважины. Кроме того, зонды ВИКИЗ, обладая различной глубинностью исследования, позволяют выявить распределение электрических неоднородностей в зоне проникновения по результатам измерений.
Методика проведения каротажа указана в таблице 2.3.
|
|
|
|
Таблица 2.3.
Методика проведения каротажа
|
|
Метод
|
Прибор
|
Скорость записи м/ч
|
Масштаб записи
|
|
МК+МБК
|
МК-Г
|
1000
|
1:200
|
|
Кавернометрия
|
СКПД-3
|
500
|
1:200
|
|
Акустический каротаж
|
АКВ-1
|
1000
|
1:200
|
|
ННК-Н
|
РК-5
|
400
|
1:200
|
|
ГК
|
|
Инклинометрия
|
ИОН-3
|
1000
|
Через 20 метров
|
|
ВИКИЗ, ПС
|
ВИКИЗ
|
2000
|
1:200
|
|
2.4. Методика и техника полевых работ
Под методикой геофизических исследований понимается способ проведения полевых работ, включающий выбор аппаратуры, методов исследований, масштаба, техники и точности. Геофизические исследования в скважинах проводят по общепринятой схеме проведения работ.
Для спуска и подъема скважинных приборов будет использоваться подъемник каротажный самоходный ПКС, а для регистрации и обработки информационных сигналов – станция КЕДР-02.
Проведение измерений
Эталонирование и настройку аппаратуры осуществляют на базе экспедиции геофизических исследований скважин. Метрологическую проверку аппаратуры осуществляют на скважине перед началом каротажа. Результаты установки масштабов регистрируют на диаграммах в начале и конце каротажа.
Обработка измерений и представление результатов.
Результаты геофизических исследований скважин требуют тщательного контроля, целью которой является выявление ошибочных и неудовлетворяющих техническим условиям материалов.
По подлинникам материалов ГИС необходимо проверить следующее:
а) Оформление заголовков;
б) Разметку глубин, в частности, отбивку меток на диаграмме, соответствие расстоянию между ними требуемому значению, правильность расчёта цены первой метки для каждого вида каротажа совпадения глубин забоя с данными бурения.
в) Градировочные записи- установку силы тока, компенсацию, положение нулевой линии и.т.д. , правильность проведения нулевой линии, установки масштабов записи и переносов кривой.
г) Проведение измерений сопротивлений изоляции жил кабеля, зонда, измерительных и силовых цепей лаборатории и скважинных приборов.
д) Режим работы аппаратуры-скорости записи, правильность выбора предела измерений, при радиоактивном каротаже- правильность выбора постоянной времени, соответствие режима работы условиям измерений.
е) Отсутствие помех и искажений ими результатов измерений.
Ж) Соответствие между собой результатов повторных измерений, данных каротажа, полученных в различное время, а так же диаграмм разных видов каротажа в данной скважине.
На основании такова сопоставления, нужно оценивать возможную погрешность определения глубин и результатов измерений. При одинаковых условиях исследований абсолютную погрешность принимают равной половине величины расхождения между первым и вторым замером. Относительную погрешность получают из отношения абсолютной погрешности к средней величине измеряемого параметра по двум замерам. Погрешность регистрации кривых и отклонения градуировочных записей от номинальных значений должны находится в пределах указанных в инструкциях для каждого метода.
2.5. Метрологическое обеспечение проектируемых работ.
Метрология – наука о правильности и единстве измерений.
Единство измерений – это состояние измерений, при котором результаты выражены в указанных единицах и погрешности измерений известны с заданной вероятностью, причем эти величины сохраняются неизменными для всей выпущенной аппаратуры данного типа.
Система метрологического обеспечения ГИС представляет собой комплекс технических и методических средств, обеспечивающих единство, достоверность и требуемую точность результатов измерений.
Основной целью метрологического обеспечения ГИС является повышение эффективности геолого-геофизических работ путем улучшения точности и достоверности геофизической информации, получаемой в результате геофизических исследований в скважинах.
Повышение качества геофизических исследований невозможно без широкого применения метрологического обеспечения и стандартизации геофизической аппаратуры и оборудования.
Актуальная задача специалистов аппаратного участка и метрологической службы состоит в полном охвате всех используемых для записи геофизических параметров приборов, оборудования, аппаратуры, периодическими поверками и калибровками с целью приведения их технических характеристик в соответствии с их паспортными и эталонными значениями. Персонал метрологического участка прошел специальные курсы обучения с присвоением квалификации метролога геофизической аппаратуры и оборудования. В качестве рабочего инструмента используется программное обеспечение компьютеризованного рабочего места “АРМ-метролога”.
Основополагающим нормативным документом является схема обязательного метрологического контроля геофизической аппаратуры, где расписаны типы геофизической аппаратуры, средства калибровки, периодичность и виды контроля (периодичность в основном ежеквартальная, виды контроля – калибровка, градуировка, испытание). Периодической поверке подвергаются все комплексы аппаратуры находящейся в эксплуатации в составе скважинного прибора совместно с наземными средствами регистрации и каротажным кабелем.
Рабочее место метролога включает набор базовых поверочных устройств и систем, оборудование размещено в специально приспособленном здании.
Метрологическое обеспечение аппаратуры электрических методов
Метрологическая поверка аппаратуры электрического каротажа К-2, проводится согласно инструкциям по калибровке данных приборов с применением магазинов эквивалентных сопротивлений имитирующих сопротивление горных пород в измерительном диапазоне скважинных приборов.
Аппаратура микрометодов проверяется в емкости большого диаметра, для исключения влияния окружающих пород с применением растворов с разным удельным сопротивлением, в свою очередь контролируемым с помощью лабораторного резистивиметра.
Метрологическое обеспечение аппаратуры радиоактивного каротажа
Базовая поверочная установка УПГК-1 предназначена для поверки и калибровки измерительных каналов аппаратуры естественного гамма-каротажа. Канал ГК скважинного прибора радиоактивного каротажа - РК5, калибруется с помощью эталонного источника гамма-излучения.
Поверочная установка ИПП-1, 2, 3, предназначена для поверки и калибровки измерительных каналов аппаратуры нейтронного каротажа в единицах эквивалентной пористости горных пород.
Метрологическое обеспечение инклинометрии
Метрологическая поверка и градуировка инклинометра ИОН, производится поверочной установкой УПИ-1.
Установка позволяет воспроизводить пространственное положение скважинных приборов по зенитному углу, азимуту и углу положения корпуса прибора относительно апсидальной плоскости. Основным достоинствами установки являются пониженные требования к однородности магнитного поля Земли в месте ее расположения. Это достигается за счет конструктивных особенностей установки, обеспечивающих расположение датчика азимута инклинометра в одном месте при любых положениях скважинного прибора.
Установка обеспечивает:
воспроизведение зенитных углов в диапазоне от 00 до 1200, с основной погрешностью 8 мин.
воспроизведение азимута в диапазоне от 00 до 3600, с основной погрешностью 25мин.
воспроизведение угла ориентации корпуса скважинного прибора в диапазоне от 00 до 3600 с основной погрешностью 30 мин.
Для размещения поверочных установок построено специальное здание из дерева на немагнитном фундаменте, все системы жизнеобеспечения также изготовлены из немагнитных материалов, все это обеспечивает высокую точность проведения поверки по магнитному полю Земли.
Метрологическое обеспечение разметки геофизического кабеля
Осуществляется с помощью метрологической установки разметки кабеля УРС-10-10, позволяющей наносить магнитные метки глубины на броню геофизического кабеля на строго определенной мерной базе, с регулируемой величиной натяжения кабеля в процессе его промера. Установка автоматизирована и позволяет оперативно промерить геофизический кабель. Промер кабеля проводится с заданной периодичностью, исключающей ошибки в глубине связанные с вытяжкой кабеля.
При проведении ГИС на “обособленных” разведочных скважинах для разметки кабеля применяются мобильные установки ЛОТ-7М производства ЗАО “ГК Дельта-ЛОТ”.
|
Скачать 0.62 Mb.