Комплекс геофизических исследований скважин


2. Комплекс геофизических исследований скважин

В современном представлении понятие «комплекс ГИС» рассматривается как единая система геофизических исследований скважин, включающая в себя:

- набор (перечень) видов каротажа, необходимых для решения всех геологических задач в конкретных геолого-технических условиях – собственно «комплекс ГИС» в прежнем понимании;

- технологию проведения ГИС (этапность исследований, последовательность измерений, условия подготовки скважин и аппаратуры);

- методики обработки первичных материалов и интерпретации данных ГИС, включая обоснование достоверности результатов интерпретации.

В действующих в настоящее время «Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах» (1999 г), «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» (2002 г), типовой и обязательный комплексы ГИС рассматриваются только с позиций перечня используемых видов каротажа.

Действующие комплексы ГИС и методика их применения обеспечивают литологическое расчленение разреза, выделение проницаемых пластов, оценку характера насыщения коллекторов, определение параметров для подсчета запасов нефти и газа, контроль технического состояния ствола скважины и другие вопросы, решаемые при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ.

2.1. Наборы методов гирс (геофизические исследования и работы в скважинах)

Наборы методов ГИРС для поисковых, разведочных скважин различны, а их состав и структура едины для областей и районов страны.

Таблица 2.1.

Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах

Структура комплекса

Методы ГИРС

Постоян-ная

часть

обязатель-ных

исследо-ваний

Общие исследования (по всему разрезу скважин)

ГТИ, ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия,

Инклинометрия, резистивиметрия, термометрия, замер естественной температуры пород 1), ВСП 2)

Детальные исследования (в перспективных интервалах)

ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л 3), наклонометрия 4)

Изменяе-мая

часть

обязатель-ных

исследо-ваний

При наличии в перспективных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных)

ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК

Для определения положения межфлюидных контактов и пластовых давлений в перспективных интервалах

ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ЯМК

При низком выносе керна

Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле (КО)

При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в перспективных интервалах разреза

ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах со сменой технических условий в скважине

Примечания:1) в нескольких скважинах на площади; 2) во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах – при близости сейсмопрофилей; 3) в разрезах с карбонатными коллекторами;

4) во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных при наклоне пластов более 5 о к оси скважины.

Таблица 2.2.

Обязательный и дополнительный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах

Структура комплекса

Методы ГИРС

Обязатель-ные

исследо-вания

Общие исследования

(по всему разрезу скважин)

ГТИ 1), ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК 1), ГК, НК, АК 1), ГГК-П 1), профилеметрия,

инклинометрия, резистивиметрия

Детальные исследования

(в продуктивных интервалах)

ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК (БМК), профилеметрия, ГК-С 1), НК, АК, ГГК-П 1),

ГГК-Л 1,2)

Дополни-тельные

исследо-вания

При наличии в продук-тивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, гли-нистых, битуминозных)

ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК

Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности и пластовых давлений в продук-тивных интервалах

ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК

При неоднозначной геоло-гической интерпретации материалов ГИС в продуктивных интервалах разреза

ГДК, ОПК, ИПТ, КО, иссле-дования в необхо-димых интервалах по специальным технологи-ям со сменой техничес-ких условий в скважине

Для обеспечения модели-рования залежей и при про-ведении сейсморазведки 3Д

ВСП

Примеча-ния:

  1. при кустовом бурении – в одной из скважин куста;

  2. в разрезах с карбонатными коллекторами.

В каждой поисковой и разведочной скважине проводятся:

а) общие исследования в масштабе глубин 1:500 по всему разрезу;

б) детальные исследования в масштабе глубин 1:200 в перспективных интервалах разреза.

Наборы методов ГИРС структурных, поисковых, оценочных и разведочных, эксплуатационных скважин разделены на следующие виды (табл.2.1):

а) постоянная часть обязательных исследований скважин;

б) изменяемая часть (дополнительная) обязательных исследований скважин.

Сокращения и термины

ГТИ

Геолого-технологические исследования

ПС

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации

КС

Кажущееся сопротивление

БКЗ

Боковое каротажное зондирование

БК

Боковой каротаж

ГК

Гамма-каротаж

НК

Методы стационарного нейтронного каротажа

АК

Акустический каротаж

ГГК-П

Гамма-гамма каротаж плотностей

ВСП

Вертикальное сейсмическое профилирование

ИК, ДК, ВИКИЗ

Индукционный методы (в открытом стволе и при обсадке скважины стеклопластиковыми трубами)

ЭМК

Электромагнитный каротаж

МК

Микрокавернометрия (профилеметрия обсаженных скважин)

БМК

Боковой микрокаротаж

ГК-С

Гамма-каротаж спектрометрический

ИНК

Импульсный нейтронный каротаж

ИННК

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж

ГГК-Л

Гамма-гамма каротаж литоплотностный

ДК

Диэлектрический каротаж

ГДК *

Гидродинамический каротаж

ОПК

Опробование пластов приборами на кабеле

ИПТ

Испытатель пластов на трубах

ЯМК

Ядерно-магнитный каротаж

КО

Отбор керна приборами на кабеле

ЛМ

Локатор муфт

Т, ТМ

Термометрия

Таблица 2.3.

Обязательный комплекс ГИС при испытаниях в колонне

Задачи контроля за испытаниями

Условия проведения исследований

Методы

Уточнение выбора объекта и привязка к разрезу

Крепленная скважина без НКТ, пласт неперфорированный и перфорированный до вызова притока

ЛМ, ГК, НК (ИНК), Т

Контроль процесса притока и мероприятий по его интенсификации

НКТ перекрывают интервал перфорации

ЛМ, Т, НК (ИНК), БМ, ГК

НКТ не перекрывают интервал перфорации

БМ, Т, ЛМ, ГК, НК (ИНК), расходометрия (термоанемометрия), влагометрия, резистивиметрия.

studfiles.net

3. Промыслово - геофизические исследования скважин

Уточнение геологической модели и оперативный подсчет запасов ОАО «СибНАЦ» пласта Ач60-2 Ресурсного лицензионного участка

Промыслово-геофизические исследования скважин являются одним из основных видов геологической документации скважин, бурящихся для поисков и разведки залежей углеводородов. Их применяют для решения как геологических, так и технических задач, а именно:

  • корреляции разрезов, оценки стратиграфической принадлежности пород и их литологического состава;

  • выделения коллекторов, количественных определений их фильтрационно-ёмкостных свойств и нефтегазонасыщенности;

  • определения технического состояния обсадных колонн и цементного камня;

  • привязки и контроля интервалов перфорации;

  • контроля результатов испытания.

Достоверность решения перечисленных задач зависит от применяемого комплекса ГИС, полноты его выполнения и качества получаемых материалов.

3.1. Комплекс гис, техника, методика и качество проведенных исследований

Комплексы методов ГИС, применявшиеся при исследовании ачимовских отложений Ресурсного лицензионного участка, проводились в соответствии с действовавшими на то время нормативными документами: «Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах», «Временными методическими указаниями по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения в Главтюменьгеологии» и др.

В зависимости от решаемых задач выполнялись следующие виды исследований:

1. Комплекс ГИС для общих исследований геологических разрезов в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины:

- стандартный каротаж (КС, ПЗ, ПС);

- индукционный каротаж (ИК);

- кавернометрия (профилеметрия);

- радиоактивный каротаж (ГК, НК);

- термометрия;

- инклинометрия;

- газовый каротаж.

2. Комплекс ГИС для детальных исследований геологических разрезов в масштабе глубин 1:200 в интервале продуктивных пластов:

- боковое каротажное зондирование (БКЗ);

- боковой каротаж (БК);

- индукционный каротаж (ИК);

- микрозондирование (МК);

- боковой микрокаротаж и микрокавернометрия (БМК+МКв);

- радиоактивный каротаж (ГК, НКТ);

- акустический каротаж (АК);

- гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П);

- кавернометрия (профилеметрия);

- резистивиметрия.

Ниже приводится анализ проведенного комплекса в скважинах Ресурсного лицензионного участка.

Стандартный каротаж проводился во всех скважинах подошвенным и кровельным градиент-зондами (А2М0.5N, N0.5М2А), а также потенциал-зондом (N6М0.5А, N11М0.5А). Одновременно проводилась запись кривой ПС. Основной масштаб записи кривых КС - 2.5 Омм/см, ПС - 12.5 мВ/см. Скорость регистрации составляла 2000-2500 м/ч. Качество диаграмм хорошее.

Боковое каротажное зондирование проводилось во всех скважинах, кроме 100бис. Для измерений использовались подошвенные градиент-зонды с размерами АО=0.45 м; 1.05 м; 2.25 м; 4.25 м; 8.5 м и кровельный градиент-зонд АО=2.25 м с одновременной записью ПС. Основной масштаб записи кривых бокового электрического зондирования КС-2.5 Омм/см; ПС-12.5 мВ/см. Скорость регистрации составляла 2000-2500 м/ч. Качество БКЗ хорошее.

ВИКИЗ проведен во всех скважинах аппаратурой ВИКИЗ в интервале детальных исследований. Качество материала хорошее.

Боковой каротаж (БК) выполнялся в скважинах 100 и 101 в интервале БКЗ аппаратурой ЭК-1. Масштаб регистрации логарифмический с модулем 10.0 см. Скорость записи 2000-2500 м/ч. Качество материала хорошее.

Индукционный каротаж (ИК) был проведен в интервале БКЗ (М 1:200) и по всему стволу (М 1:500) аппаратурой АИК-М (зонд 6Ф1) и АИК-5 (зонд 7И.1.6 скв. 100бис). Масштаб записи кривых 20-25 мСм/м/см. Скорость регистрации 1500-2000 м/ч. Качество материалов хорошее.

Микрозондирование (МК) проводилось в скв. 100 в интервале БКЗ градиент-микрозондом А0.025М0.25N и потенциал-микрозондом А0.05М. Запись велась аппаратурой МК-АГАТ со скоростью 720 - 800 м/ч. Масштаб записи кривых 2.5 Омм/см. Качество записи кривых хорошее в скважине 210 микрозонды забракованы.

Боковой микрокаротаж (БМК) и микрокавернометрия (МКВ) выполнены в скв. 100 аппаратурой МК-АГАТ в интервале БКЗ. Масштаб записи БМК – 2.5 Омм/см, МКВ – 2 см/см. Скорость регистрации 720-800 м/ч. Качество материала хорошее.

Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ) проведен в 100 и 101 скважинах аппаратурой СРК.Скорость регистрации кривых 200-500 м/ч, постоянная времени 6 сек. В качестве индикаторов гамма-квантов применялись кристаллы NaJ (TI) размерами 40х40, 30х70, 40х80. Для регистрации нейтронов использовались газоразрядные счетчики СНМ-56. Для записи кривых нейтронного каротажа использовались Pu+Be источники нейтронов мощностью 0.6-1.2107 н/сек. Масштаб записи ГК – 1-2 мкР/ч/см, НКТ - 0.4-0.8 усл.ед/см. Качество материала хорошее и удовлетворительное.

Акустический каротаж (АК) записан аппаратурой УЗБА. Масштаб записи кривых А1 и А2 – 0.4-2.5 B/см; lg (А1/А2) – 0.75-5 дБ/см, Т1 и Т2 – 50-100 мкс/см, ΔТ –20-25 мкс/м/см. Скорость регистрации 600-1000 м/ч. Качество материала в основном хорошее и удовлетворительное.

Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П) проведен в скв. 100 аппаратурой СГП-2 в масштабе глубин 1:200. В качестве источника гамма-квантов использовался Cz137. В качестве детектора – кристаллы NaJ (TI) размером 30х70. Постоянная времени – 3-6 сек, скорость регистрации 200-400 м/ч. Масштаб записи 0.05-0.1 г/см3/см. Качество материала удовлетворительное.

Кавернометрия (профилеметрия) проводилась по всему стволу в масштабе глубин 1:500 и в интервалах проведения БКЗ в скв. 100 в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи кривых 2 см/см. Измерения проводились аппаратурой СКО-11, ЭК-1 со скоростью регистрации до 1500 м/час. Полученный материал в основном хорошего качества.

Резистивиметрия с целью определения удельного электрического сопротивления промывочной жидкости в стволе скважины выполнялась по всему стволу скважины (М 1:500), либо в интервале проведения БКЗ (М 1:200). Масштаб регистрации кривой – 1 Омм/см, скорость регистрации – 2000-3000 м/час. Материалы хорошего качества.

Инклинометрия проведена во всех скважинах для определения пространственного положения ствола скважины в точках через 25-50 м. Измерения проведены аппаратурой КИТ. Качество замеров хорошее.

Газовый каротаж проводился в скважине 100 с использованием лабораторий АГКС-4АЦ. Одновременно выполнялись два комплекса исследований. Первый – для определения параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание пластов, который включает в себя непрерывный анализ газо-воздушной смеси для оценки суммарного содержания в ней углеводородных газов (Гсум) и приведенных газопоказаний (Гприв.), а также компонентный анализ на содержание в пласте углеводородных газов С1-С4 (компонентный газовый каротаж). Второй комплекс – это данные технологического бурения, которые включают в себя: время бурения (Т, мин/м), расход промывочной жидкости (Qвых), характеризующих объемную скорость ПЖ (л/с), поступающей из скважин на выходе, и коэффициент разбавления (Ер), определяющий количество промывочной жидкости, приходящейся на единицу объема выбуренной породы (м3/м3).

Акустическая цементометрия проводилась с целью определения качества сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой в масштабе глубин 1:500. Регистрация параметров Ак, Ап, Тп осуществлялась аппаратурой АКЦ, СПАК-6. Масштаб записи кривых Ап и Ак – 12.5 усл.ед./см, Тп – 50 мкс/см. Скорость регистрации составляла 1000-2000 м/ч. Качество материала хорошее и удовлетворительное.

Полные сведения о выполненных исследованиях, масштабах, интервалах и датах проведения замеров приведены в таблице 3.1.

Методика проведения ГИС включала первичную, периодические и полевые калибровки скважинных приборов, проведение подготовительных работ на базе геофизического предприятия и непосредственно на скважине, проведение геофизических исследований на скважине.

Технология исследований определялась временем бурения скважины, очередностью и интервалами вскрытия продуктивных отложений. В пределах перспективного интервала первыми регистрировались кривые БКЗ, МК, БМК, Кв, БК, ИК, необходимые для получения информации о состоянии ствола скважины и определения удельных сопротивлений пластов в радиальном направлении. Методы каротажа, отражающие пористость и литологию пород (ГК, НК, АК) выполнялись в конце основных исследований как менее подверженные влиянию промывочных жидкостей и их фильтратов.

Качество материалов ГИС при первичной приёмке оценивалось производителем геофизических работ согласно требованиям действующих инструкций по проведению геофизических исследований в скважинах, а также другим специальным инструктивным материалом по отдельным методам ГИС.

Главным недостатком выполненного комплекса является отсутствие базовой скважины (на РНО) с расширенным комплексом ГИС и сплошным отбором керна из продуктивных отложений, позволившей бы существенно улучшить петрофизическое обеспечение количественной интерпретации. Кроме того, полностью отсутствуют специальные исследования, такие, как БК-МБК со сменой раствора, каротаж-испытание-каротаж, а также - гамма-спектрометрические исследования, ядерно-магнитный каротаж и др.

В целом следует отметить, что полнота и качество имеющихся материалов ГИС позволяют использовать их для литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и определения подсчетных параметров.

studfiles.net

Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации данных ГИС и их достоверность

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Геофизические исследования в бурящихся скважинах проводились комплексом методов согласно РД-39-4-1063-84 (руководящему документу типового и обязательного комплекса геофизических исследований поисковых и разведочных, а также эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ) (Табл.7.1.).

Геофизические исследования в разведочных скважинах, в основном, выполнялись согласно утвержденному комплексу. Все невыполнения связаны со слабой подготовкой скважин к геофизическим исследованиям, с авариями или другими вескими причинами.

Основные типы геофизических исследований проводились стандартной скважинной аппаратурой, каротажными станциями АКС/Л-1-72, АКС/Л-7-02, подъемниками ПК-2, ПК-4. Геофизические исследования скважин распределяются неравномерно по разрезу скважин: c большей детальностью исследуются интервалы залегания продуктивных отложений и перспективных на нефть и газ горизонтов.

Комплекс добывающих скважин в интервале детальных исследований включает следующие методы: стандартный каротаж, БКЗ, индукционный (ИК), боковой (БК), микробоковой или микрокаротаж, радиоактивный каротаж (ГК, НКТ), инклинометрию, резистивиметрию, термометрию, цементометрию (АКЦ). В комплекс разведочных скважин дополнительно включены акустический и гамма-гамма-плотностной методы.В качестве промывочной жидкости применяется глинистый раствор, приготовленный из глинопорошка. Глинистый раствор имеет следующие параметры:

  • - удельный вес - 1,12 - 1,22*10 Н/м3;
  • - вязкость - 20 - 30 с;
  • - водоотдача - 4 - 5*103 кг/м3,с.

Стандартный каротаж (КС, ПС)

Стандартный каротаж проводился во всех скважинах в масштабе глубин 1:200 и в одной из скважин куста в масштабе глубин 1:500 с целью литологического расчленения геологического разреза скважин и корреляции пластов. Исследования проводились потенциал-зондом А0,5М6,0N или N11,0M0,5A с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации- ПС. Масштаб записи кривой сопротивлений (КС) -2,5 Омм на 1 см, кривой ПС -12,5 Мв на 1 см, скорость регистрации - 1500-2800 м/час. При записи применялась аппаратура КСП и Э-1.

Таблица 4.4.1

Обязательный комплекс для скважин Западно-Сибирской провинции

(пресный раствор)

Условия измерения

Категория скважин

и решаемые задачи

разведочные

эксплуатационные

по всему разрезу

в перспективных интервалах

по всему разрезу

в продуктивных интервалах

В кондукторе

Контроль цементирования

АКЦ

ГТЦ*

АКЦ

ГТЦ*

В открытом стволе

Изучение литологии, строения коллекторов

КС,ПС

АК**

ГГК**

КНК

ГК

КС,ПС

АК**

ГГК**

КНК

ГК

МК,МЗ

НП**

КС,ПС

БМК***

МЗ***

Определение насыщения,

качества

БКЗ

ИК

БК

РЕЗ

ИПТ

ОПК

БКЗ

ИК

БК

РЕЗ

ОПК*4

Изучение

техсостояния скважин

ДС

ДС

ДС***

В обсаженной скважине

ИС

ИС

ЛМ

АКЦ

ЛМ

АКЦ

ЛМ

АКЦ

АКЦ

Изучение

разреза

Терм

ГК

КНК

ГК

КНК

КНК

Примечание:

* - Применяется при неоднозначных результатах АКЦ

** - Исследования выполняются в первых 2-3 скважинах разведочной площади.

  • *** - Проводятся в ачимовской пачке, юрских и палеозойских отложениях, в скважинах с углом наклона не более 15 градусов при наличии малогабаритной аппаратуры.
  • *4 - Применяются в интервалах с неоднозначной по насыщению геофизической характеристикой на участках, заводненных пресными водами.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ)

БКЗ проводилось в продуктивных интервалах комплектом подошвенных градиент-зондов размерами: АО = 0,45м; АО = 1,05 м; АО = 2,25 м; АО = 4,25 м и одним кровельным - АО = 2,25 м в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи кривых КС -2,5 Омм на 1 см. Скорость регистрации 1500 - 3000 м/час. При записи применялась аппаратура КСП и Э-1.

Индукционный каротаж (ИК)

Индукционный каротаж выполняется в тех же интервалах, что и БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой ПИК-100, ИК-100 и АИК, в масштабе записи проводимости 25 мСим на 1 см, со скоростью регистрации 1600-3200 м/час. ИК в масштабе глубин 1: 200 выполнен во всех скважинах.

Правильность установления масштаба записи и нулевой линии на диаграммах ИК проводилась путем сопоставления значений удельных сопротивлений, определенных по БКЗ, с данными ИК, при этом показания индукционного зонда корректировались: по пластам с известными сопротивлениями уточнялся масштаб записи.

Боковой каротаж (БК)

Замеры БК проведены в скважинах в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи кривых логарифмический с модулем 6,25. Скорость записи- 1800 - 2500 м/час. При записи использовалась аппаратура - Э-1, ТБК, АБК.

Микрозондирование (МКЗ)

Микрозондирование выполнялось в вертикально-направленных скважинах градиент-зондом А0,025М0,025N и потенциал-зондом А0,05М в масштабе глубин 1:200. Масштаб измерения сопротивлений - 2,5 Омм на 1 см. Скорость регистрации кривых 800 -1200 м/час. При записи использовалась аппаратура МДО-3.

Микробоковой каротаж (МБК)

Запись микробокового каротажа проводилась аппаратурой МБК. Масштаб сопротивлений - 2,5 Омм на 1 см. Скорость регистрации кривых 800 -1200 м/час.

Радиоактивный каротаж (РК)

Исследования проводились в интервале БКЗ в масштабе глубин 1:200 со скоростью 150-300 м/час и в масштабе 1:500 выше по разрезу со скоростью 500-800 м/час. Масштабы записи кривой ГК от 100 до 900 имп/мин или 0,5-1,0 мкр/час на 1 см, кривой НКТ - 0,2 усл.ед на 1 см или от 430 до 1000 имп/мин на 1 см.

Исследования проводились аппаратурой ДРСТ, ДРСТ-1М, ДРСТ-1СД, РКС-3. Счетчики использовались как газоразрядные типа СНМ-18, СН-4Г, так и сцинтилляционные с кристаллом NаJ, ФЭУ-74.

Применялись источники нейтронов РоВе, РuВе от (5-11)*106 н/сек. Скорость регистрации от 180 до 900 м/час. Постоянная времени интегрирующей ячейки ( ) равна 3 и 6 сек.

Гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГКП)

Исследования ГГКП проводились аппаратурой РГП-2А. Тип источника Сs137. Счетчики использовались как газоразрядные типа СНМ-18, СН-4Г, так и сцинтилляционные с кристаллом NаJ, ФЭУ-74. Масштаб записи кривой - 0,1 усл. ед. на 1 см. Скорость регистрации - до 250 м/час.

Акустический каротаж (АК)

Акустический каротаж проведен в масштабе 1:200 в интервале БКЗ. Запись проводилась аппаратурой СПАК-4. Масштаб записи кривых: t1, t2, и t - 50, 50, и 20 мкс на 1 см соответственно. Скорость регистрации - 2000 м/час.

Кавернометрия (ДС)

Кавернометрия проводилась в интервале БКЗ в масштабе глубин 1:200 и 1:500 в остальной части ствола скважины. Масштаб записи диаметра скважины 2,0; 5,0 см на 1 см каротажной ленты. Применялась аппаратура СКП-1. Скорость регистрации до 2000 м/час.

Инклинометрия (ИС)

Инклинометрия проводилась во всех скважинах аппаратурой КИТ, с шагом измерения 20 и 50 м.

Резистивиметрия (РЕЗ)

Резистивиметрия проводится с целью определения удельного сопротивления бурового раствора в масштабе глубин 1:200 в интервале детальных исследований. Масштаб записи сопротивления 1 Омм на 1 см, скорость регистрации 2000 - 3000 м/час, применяемая аппаратура КСП, Э-1.

Акустическая цементометрия (АКЦ)

Акустическая цементометрия проводилась с целью определения качества цементажа затрубного пространства. Записывалась временной (Тр) и двумя амплитудными (Ак и Ар) кривыми в масштабе 1:200 и 1:500, аппаратурой АКЦ-1, АКЦ-4, УЗБА со скоростью 1000-2000 м/час. Масштаб записи кривых Тр-50 мкс на 1 см, Ар и Ак-12,5 усл.ед на 1 см.

Объем и качество промыслово-геофизических исследований

Согласно заключениям КИП, в большинстве скважин качество диаграмм хорошее и удовлетворительное. Расчет объема проведенных исследований приведен в процентах от числа скважин, пробуренных на лицензионном участке.

Стандартный каротаж проведен во всех скважинах с целью литологического расчленения геологического разреза скважин и корреляции пластов. Материал хорошего качества в 97% скважин, 3%-удовлетворительного качества.

Боковое каротажное зондирование проведено во всех скважинах. Качество каротажа удовлетворительное: в 9,4% скважин при записи зонда А0,4М0,1N; в 4,7% скважин при записи зонда 2,0М0,5N; в 1,6% скважин при записи зонда 4,0М0,5N. В остальных скважинах качество каротажа хорошее.

Индукционный каротаж проведен во всех скважинах. Материал хорошего качества в 93,7% скважин, удовлетворительного - в 6,3% скважин.

Боковой каротаж проведен во всех скважинах. Качество каротажа хорошее и удовлетворительное(1,6%).

Микрозондирование проведено в разведочных скважинах. Качество записи в основном удовлетворительное. Диаграммы МКЗ использовались для детального расчленения разреза при выделении проницаемых, непроницаемых и плотных пропластков.

Микробоковой каротаж проведен в разведочных скважинах. Диаграммы МБК использовались для расчленения разреза. Так же, как и результаты микрозондирования, кривые МБК для количественной интерпретации не применялись.

Радиоактивный каротаж (ГК и НКТ) проведен во всех скважинах. Материал ГК хорошего качества в 85,9% скважин, удовлетворительного в 12,5% скважин, брак-1,6%. Материал НКТ хорошего качества в 79,6% скважин, удовлетворительного в 14,1% скважин, брак- 6.3%. Неудовлетворительное качество радиометрии скважин обуславливается нестабильностью работы аппаратуры. Исследования ГГКП проведены в одной разведочной скважине (скв. 96). Качество каротажа хорошее.

Инклинометрия проведена во всех скважинах. Качество материала хорошее.

Акустическая цементометрия проведена во всех скважинах. Материал хорошего качества в 97% скважин, 3%- удовлетворительного качества.

Кавернометрия хорошего и удовлетворительного качества.

Наиболее часто не регистрируются кривые кавернометрии и резистивиметрии при большой кривизне ствола скважин .

В основу определения подсчетных параметров по ГИС приняты алгоритмы Восточно- Сургутского месторождения (сургутской части ) из отчета по подсчету запасов, рассмотренного ГКЗ РФ в 1995 году. В отчете / 3 / проведен статистический анализ и обоснование петрофизических зависимостей.В данной работе привлечены дополнительные данные, собственно юганской части, полученные в период с 1982 по 1998 г, одноименные пласты сургутской и юганской частей близки по физико-литологическим свойствам и условиям формирования залежей.

vuzlit.ru

Комплекс геолого-геофизических исследований

Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 

Главная География Разработка скважины

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Отбор керна и шлама

Отбор керна планируется произвести из перспективных нижнемеловых, среднеюрских, триасовых отложений и с забоя скважин для подтверждения вскрытия проектного горизонта.

Прогноз залегания коллекторов в скважинах №4 Мирных в перспективных отложениях проводился на основе интерпретации ГИС.

В скважине №4 отбор керна планируется произвести из байосских отложений в объеме 20 м, из нижнетриасовых отложений в объеме 20 м, а также 5 м забойной пачки для подтверждения вскрытия проектного горизонта. Проходка с отбором керна в скважинах №4 составляет 45 м.

Таблица 4.6.1.1 - Сведения по проектному отбору керна

Интервал отбора

керна, м

Проходка

с керном, м

Возраст отложений

Категория пород по

трудности отбора керна

755-770

20

аптский

средняя

1090-1110

20

байосский

средняя

1215-1220

5

кунгурский

средняя

Итого: 45 м

Отбор шлама в интервале 30-1220 м будет проводиться персоналом станции ГТИ через каждые 5 м проходки, а в интервале залегания продуктивных горизонтов через 1-2 м. Вес пробы шлама 200-300 г. Шлам отмывается, высушивается, рассеивается по фракциям, выполняется его микроописание, исследуется карбонатность пород, газосодержание углеводородных газов С1-С5, проводится битуминологический анализ, отбираются образцы ископаемой фауны. После исследований шлам упаковывается в полиэтиленовые пакетики и маркируется.

В скважине №4 отбор керна составляет по 45 м или 3,2% от глубины скважин.

Геофизические и геохимические исследования

Проектируемый комплекс ГИС по проектной скважине приведен в таблице 4.6.2.1.

Таблица 4.6.2.1 - Проектируемый комплекс ГИС

№№ п/п

Забой

скважины, м

Виды исследований,

их целевое назначение

Масштаб

записи

Интервалы

исследований, м

Примечание

1

470

Изучение геологического разреза и технического состояния скважины:

ПС, КС - (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, ДС, ИС с точками замера через 20 м, Терм., Рез.

1:500

30-470

Откр.ствол

ГГК-П в инт. 470-1220

800

470-800

1050

750-1050

1220

1000-1220

2

1220

Для привязки промежуточных каротажей: ГК, НК

1:500

0-1220

В кондукторе +откр. ствол

3

800

Изучение геологического разреза, определение количественных и качественных характеристик пластов:

ПС, БКЗ, БК, ИК, МК, БМК, ГК, НК, ГГК-П, ГГК-ЛП, АК, ДС.

1:200

650-800

Откр.ствол

1050

750-1050

1220

1000-1220

4

1220

ДС для расчёта количества тампонажного раствора

1:500

470-1220

Откр.ствол

5

470

Изучение технического состояния скважины: ОГЦ, АКЦ+ФКД*, ГК, ЛМ, ГГДТ

1:500

0-470

В кондукторе

1220

0-1220

В экс. колонне

6

1220

Для изучения тектонического строения структуры: пластовая наклонометрия

1:200

470-1220

Откр.ствол

7

1220

Изучение скоростной характеристики разреза ВСП

0-1220

8

Станция ГТИ - для оперативного представления информации по бурению скважины

постоянно

30-1220

Откр.ствол

9

1220

Термометрия

1:500

0-1220

Дополнительно к комплексу

10

Для привязки отбора керна - ПС, КС ДС, БК, РК (ГК+НК)

1:200

интервал записи 150 м, за 50 м до кровли предполагаемого интервала отбора керна

Откр.ствол

11

Для установки ИПТ -

ПС, КС ДС, АК

1:200

интервал записи 150 м

Откр.ствол

12

Для привязки перфорации -

ГК, ЛМ, Терм.

1:200

Интервал записи 150 м, проводится до и после перфорации

В экспл. колонне

Опробование и испытание перспективных горизонтов

Опробование и испытание перспективных горизонтов в проектируемой скважине планируется проводить в открытом стволе в процессе бурения испытателем пластов на бурильных трубах и в эксплуатационной колонне.

В процессе бурения при подтверждении продуктивности вскрытых отложений керновым материалом, шламом, геолого-технологическими и геофизическими исследованиями, производится опробование испытателем пластов на трубах. Эти работы должны проводиться в минимально короткие сроки после вскрытия пласта (не более 5 суток) во избежание кольматации коллектора.

Испытание проектируется проводить с опорой на забой и с одним пакером, в два цикла. Перед проведением ИПТ составляется план работ, в котором необходимо предусмотреть перечень мероприятий по подготовке ствола скважины и промывочной жидкости к спуску испытательного оборудования, а также технологических параметров процесса испытания: интервал установки пакера, величина нагрузки при распакеровке, диаметр штуцера, депрессия на пласт. Время стояния на притоке и восстановлении давления определяется начальником партии ИПТ в процессе испытания по интенсивности притока. Перед спуском пластоиспытателя предусматривается проведение комплекса геофизических работ по определению состояния ствола и уточнению забоя скважин.

Перечень объектов опробования испытателем пластов на трубах приведен в таблице 4.6.3.1.

Таблица 4.6.3.1 - Перечень объектов опробования испытателем пластов на трубах

Номер

объекта

Интервал испытания

(опробования)

Возраст

Диаметр

пакера, мм

Депрессия,

МПа

1

2

3

4

5

1

755-770

Аптский

190

3,0

2

1090-1110

Байосский

190

5,5

Метод вскрытия объектов в колонне с помощью перфорации, ее плотность, способ вызова притока проектируются в соответствии с ПБ в НГП.

Испытание в эксплуатационной колонне проводится «снизу-вверх» путем перфорации из расчета 20 отверстий на 1 м перфораторами ПКТ-89.

Лабораторные исследования

Для решения вопросов стратиграфии, литологии, физических свойств коллекторов, содержащих углеводороды, физико-химических свойств газа и пластовых вод, которые будут получены в процессе бурения и испытания скважин, предусмотрены следующие анализы образцов и проб, таблица 4.6.4.1.

Таблица 4.6.4.1 - Лабораторные исследования

Вид анализа

Единица измерения

Объём работ

петрографический

анализ

50

гранулометрический

-*-

50

палеонтологический

-*-

50

определение карбонатности

-*-

50

определение глинистости

-*-

50

определение пористости общей

-*-

140

определение проницаемости абсолютной

-*-

140

определение нефтенасыщенности

-*-

140

определение фазовой проницаемости

-*-

35

определение коэффициента вытеснения

-*-

35

Химические анализы:

-*-

нефти

проба

6

воды пластовой

-*-

6

Гидродинамические исследования

комплекс

2

Все виды исследований, отбор проб газа, нефти и пластовой воды, проводятся специалистами в соответствии с требованиями действующих инструкций.

Нефтенасыщенные породы, законсервированные сразу после подъема керна, исследуются для определения остаточных нефтенасыщенности и водонасыщенности, состава нефти в открытых и закрытых порах.

В процессе исследования отобранных проб нефти должны быть определены:

- для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования:

- фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях - компонентный состав, содержание (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследовать специальные пробы;

- для газа (растворенного в нефти) - плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процентах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводорода, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий;

При оценке промышленного значения содержания в газе компонентов (этана, пропанов, бутанов, серы, гелия, металлов) должны соблюдаться «Требования к комплексному изучению месторождений и подсчёту запасов попутных полезных ископаемых и компонентов».

При изучении состава нефти и газа необходимо определить наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче и транспортировке газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу и др.).

При получении из скважины притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и краевых подземных вод, содержащихся в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция и др., а также состав растворённого в воде газа, дебит воды, температура, давление и коэффициент упругости вод, газосодержание и другие показатели для обоснования проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Количество, виды анализов и исследований могут меняться в соответствии с данными, полученными в результате бурения.

Page 2

Перейти к загрузке файла

Анализируя характер геологической изученности Володарского месторождения, следует признать, что до настоящего времени остается не вполне ясной картина строения северного купола месторождения, в особенности его замыкания на северо-западном крыле (район скв. 4-Володарская). Принятая в настоящем отчёте геологическая модель месторождения вполне удовлетворительно объясняет особенности распределения нефтеносности продуктивного пласта Б2 и может служить основой для геометризации залежи нефти при подсчёте запасов и проектировании разработки, но, тем не менее, нуждается в дальнейшем уточнении и изучении.

Горбачев И.Ф. Нефтегазоносные комплексы Ульяновской области. Сб. Новые данные по геологии и нефтеносности Ульяновской области. - М., 1983, 156 с.

Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ (при работах на нефть и газ). М., Нефтегеофизика, 1984, 35 с.

 

studbooks.net


Смотрите также