Всего на сайте:
119 тыс. 927 статей

Главная | Метрология, Стандартизация и Сертификация

Обоснование и выбор комплекса геофизических методов. Задачи, решаемые каждым методом ГИС  Просмотрен 221

В результате геологоразведочных работ в Арыскумском прогибе к настоящему времени доказана нефтегазоносность трех комплексов отложений – среднеюрского, верхнеюрского и нижненеокомского. Кроме того, выделяется нижнеюрский комплекс, о чем свидетельствуют активные газопроявления, встреченные в процессе бурения скважины 1п-Арыскум.

Среднеюрский комплекс развит в грабен-синклиналиях и в погруженных частях выступов. Верхнеюрский комплекс отложений распространен на большей части площади Арыскумского прогиба. Промышленная продуктивность этих отложений установлена на месторождениях Кумколь, Арыскум и Кызылкия.На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтеностность нижненеокомских и юрских отложений. В нижнем неокоме (арыскумский горизонт) выявлены два продуктивных горизонта (М-I, М-II), в верхней юре (кумкольская свита) – три (Ю-I,Ю-II,Ю-III)и средней юре – один (Ю-IV). Залежи меловых горзонтов расположены в интервале глубин 1065 – 1120м, юрские – 1190-1370м. Таким образом, на месторождении выделяются два этажа продуктивности.

Юрские горизонты. Горизонт Ю-I обладает наибольшей площадью нефтеносности и залегает ниже меловых залежей на 80-148м. Покрышкой для горизонта служит пачка глин коскольской свиты толщиной от 16 до 106 м. По данным ГИС горизонт Ю-I выражен в виде двух-трех песчаных пластов и присутствует на всей площади. К горизонту приурочена газонефтяная залежь. Общие эффективные толщины изменяются от 0,8м (скв. 1с) до 12,4м скв. 17). При этом газонасыщенные толщины по скважинам изменяются от 6,6 (скв. 8) до 8,8 (скв. 9) , а эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах полного контура нефтеносности колеблются от 0,4 (скв. 1с) до 12,4 (скв. 17).

Максимальные значения нефтенасыщенных толщин также отмечаются в районе скважин 6, 14 – соответственно 11,4 и 9м. Водонефтяной контакт на большей части площади залежи принят на отметке – 1197,5м по данным комплексного рассмотрения результатов опробования и ГИС.

Нижние отметки получения нефти при этом колеблются в основном от – 1196 (скв. 13, 29) до – 1197,5 (скв. 40) и 1198м (скв. 15).

В скважине 30 нефть получена до отметки – 1201,3м, которая совпадает с подошвой нижнего продуктивного пласта и принимается за ВНК в этом районе. По данным ГИС водонефтяные контакты четко фиксируются на отметках – 1199,3м (скв. 29), - 1198м (скв. 29), - 1198м (скв. 15).

В обособленном, тектонически нарушенном своде, в районе скважины 3с, нефть получена до отметки – 1178м , которая и принимается за водонефтяной контакт. На восточном полусводе данного поднятия (скв. 34) ВНК условно принимается по подошве пласта, давшего нефть в этой скважине до отметки – 1163м.

Газовая залежь вскрыта скважинами 8, 9, 24. Притоки газа с конденсатом получены в скважинах 9 и 24. Исследования на газоконденсатность не проведены, и судить о дебитах конденсата можно лишь ориентировочно, по исследованиям с помощью сепаратора.

С учетом принятых ГНК и ВНК высоты газовой и нефтяной частей равны 31,9 и 89,5м соответственно при площадях газоносности 913,7 га и нефтеносности 10727,1 га. Чисто нефтяная зона занимает 69% всей площади. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Горизонт Ю-II отделяется глинистой пачкой толщиной от 3,6 до 18,6м от вышележащего горизонта Ю-I выражен в виде одного-двух песчаных пластов в центральной части залежи. В южной части эффективные толщины уменьшаются вследствие замещения коллекторов непроницаемыми породами в районе скважин 9, 12, 17, 19. Наибольшая расчлененность горизонта отмечается в северной части залежи в районе скважин 1с, 2с, где эффективные толщины уменьшаются вследствие замещения коллекторов непроницаемыми породами в районе скважин 9, 12, 17, 19. Наибольшая расчленённость горизонта отмечается в северной части залежи в районе скважин 1с, 2с, где количество песчаных пропластков достигает 4. Общие эффективные толщины горизонта изменяются от 0,6 (скв. 6, 9, 12) до 11,4м (скв. 29).

Эффективные газо- и нефтенасыщенные толщины изменяются соответственно от 3,8м (скв. 8) до 6м (скв. 24) и от 0,6м (скв. 6, 9, 12) до 10,2м (скв.31).Залежь Ю-II горизонта изучена опробованием в 16 скважинах.

В скважине 8 на глубине 1229,5м (абс. Отметка – 1111,5м) по данным ГИС четко фиксируется газонефтяной контакт, однако при опробовании скважины выше и ниже этой отметки получены притоки газа с конденсатом без нефти. Отсутствие нефти при опробовании объясняется задавливанием ее потоком газа с дебитом 62 тыс. м 3/сут.

Таким образом, отметки ГНК по горизонтам Ю-I и Ю-II совпадают.

Самая низкая отметка, до которой получена нефть, равна – 1203м (скв. 1с), а наиболее высокая отметка водоносного пласта (-1203,6м) зафиксирована в скважине 39. Поданным ГИС в скважине 31 пласт коллектор толщиной 10м без плотных и глинистых прослоев уверенно интерпретируется как продуктивный. Отметка подошвы его равна – 1203м. Эта отметка и принимается за ВНК в северной части месторождения. В присводовой части в скважине 23 чистая нефть получена до отметки – 1196м.

С учетом изложенного и массивно-пластового характера залежей отметка водонефтяного контакта для остальной части залежи принимается равной – 1198м, т.е. такой же, как и для горизонта Ю-I.

Площадь нефтеносности залежи 6414га, при этом чисто нефтяная зона занимает 67%. Площадь газоносности 228га. Высоты газовой и нефтяной частей залежей соответственно равны 9 и 91,5м. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

 

 

III Специальная часть

3.1 Характеристика объектов исследования

Объектом исследования является поисково-разведочная скважина. Исследования будут проводиться по 6 скважинам со средней глубиной 1900м.

Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

-механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

-эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

-возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенныхпропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

-возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

-возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

На­чальный участок скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо ук­реплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых гор­ных пород (4...8 м).

Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой (состоящей из свинченных стальных труб), которую назы­вают кондуктором.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые поро­ды, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложня­ющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Эксплуатацион­ная колонна предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пла­сты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

 

 

Параметры промывочной жидкости.

Параметры бурового раствора должны обеспечивать успешную проводку скважины и в дальнейшем качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимально возможным сохранением естественной проницаемости. Исходя из пластовых давлений продуктивных горизонтов и опыта проводки поисковых скважин, проектируются следующие параметры бурового раствора:

А) При бурении под кондуктор и техническую колонну в интервале 0-950м: уд.вес - 1.20- 1.22г/см3, вязкость 30-35с, водоотдача – 10см3/30мин, корка - 1мм, содержание песка 2%, обработка раствора УЩР + кальцинировванная сода + игетан

Б) При бурении дальше пройденного интервала технической колонны в интервале 950-1200м: уд.вес–1.21-1.23г/см3, вязкость-35с, водоотдача-6-8см3/30мин, корка 0.5мм, обработка раствора КМЦ, кальцинированная сода + игетан.

 

3.2 Обоснование и выбор комплекса геофизических методов. Задачи, решаемые каждым методом ГИС

Выбор рационального комплекса определялся задачами дипломного проекта по литологическому расчленению разреза скважин и определению нефтенасыщенных интервалов в поисково-разведочных скважинах нефтяного месторождения Кумколь.

При обосновании рационального комплекса геофизических исследований скважин и включения в него того или иного геофизического метода учитывались глубинность и специфика исследования этим методом.

Во всех скважинах будет выполнен обязательный комплекс геофизических исследований скважин для решения поставленных геологических и технических задач.

Комплекс, будет включать общие исследования по всему разрезу скважины в масштабе глубин 1:500 методами: БКЗ, ПС, ГК, НГК, АК, кавернометрия, инклинометрия.

Основным комплексом при проведении исследований в разведочных скважинах являются следующие методы: БКЗ, ПС, ГК, инклинометрия, кавернометрия. Данные методы будут проводится в первую очередь, так как необходимо знать об искривлении скважины, а также о возникновении каверн или сужений скважины. Следующие и дополнительные методы которые мы будем проводить: НГК и АК. Соответственно будет 2 спуско-подъемных операций.

 

Метод Бокового каротажного зондирования (БКЗ)

БКЗ применяется как для литологического расчленения разреза, так и для определения проницаемости коллекторов. Определение проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению базируется на оценке остаточной водонасыщенностиКво или коэффициента увеличения сопротивления Рн. Оценку проницаемости по удельному сопротивлению производят на основании экспериментальной кривой зависимости Рн=f(Кпр) для конкретного нефтеносного пласта или группы пластов. Значение Рн вычисляют по измеренным удельным сопротивлениям в скважине, проницаемость Кпр определяют на кернах.

 

Метод самопроизвольной поляризации (ПС)

Каротаж самопроизвольной поляризации. Большая разница фильтрационных свойств и подвижности ионов в коллекторе и окружающих его плотных породах вызывают существенное изменение потенциалов собственной поляризации (ПС). Поэтому аномалия ПС (отрицательная при большой минерализации пластовых вод) служит хорошим поисковым признаком коллектора особенно в песчано-глинистом разрезе.

 

Метод естественной радиоактивности (ГК)

ГК применяется для определения естественной радиоактивности пород и для литологического расчленения.

 

Инклинометрия и кавернометрия

Инклинометрия и кавернометрия являются методами для контроля технического состояния скважин. Этими методами измеряются угол наклона и диаметр скважин соответственно. Применение кавернометрии обязательно, т.к в местах увеличения диаметра происходит размыв – это явный признак того, что это пласт глин. Сужение диаметра говорит о наличии глинистой корки, что является свидетельством проникновения фильтрата бурового раствора в пласт-коллектор.

 

Метод Акустического каротажа (АК)

АК эффективно применяется при определении пористости коллекторов и их насыщения в необсаженных скважинах. Предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин с целью определения пористости коллекторов, в том числе нефтегазонасыщенных аргиллитов, и прогнозирования зон аномально высокого пластового давления в песчано-глинистых разрезах, а также выделения трещиновато-кавернозных коллекторов и интервалов газонасыщенных пород.

для литологического расчленения разрезов и расчета упругих свойств пород; локализации трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород; выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах; расчета синтетических сейсмограмм и интеграции результатов скважинных измерений с наземными и скважинными сейсмическими данными.

Измерения выполняют в необсаженных и, при определенных ограничениях, обсаженных скважинах, заполненных любой негазирующей промывочной жидкостью.

 

Метод Нейтронного-гамма каротажа (НГК)

НГК будет применяться для определения коэффициента пористости и литологического расчленения разреза по водородосодержанию.

 

Экономическая эффективность данного комплекса обеспечивается повышением производительности труда, снижением стоимости основных и вспомогательных работ, своевременным и качественным обслуживанием скважин промыслово-геофизическими работами, бережливым использованием техники, материалов, сокращением времени на выдачу оперативного заключения по скважине, улучшением организации управления геофизическими работами.

 

3.3 Методика и техника работ (по каждому методу)

3.3.1 Обоснование и выбор аппаратуры и оборудования для метода

Выбор применяемой аппаратуры и геофизического прибора напрямую зависит от совместимости методов исследований, возможностью использования модульных или комбинированных приборов, а также скоростями различных методов в зависимости от применяемых приборов.

Для проведения моих исследований я выбрал современную геофизическую станцию «Кедр-05» и совместимый с ним комплексный модульный прибор «Кедр-М-76».

Геофизические станция «Кедр-05» — малогабаритная система регистрации данных, предназначенная для проведения комплексных геофизических исследований в процессе разведки, бурения, освоения и эксплуатации скважин. Станция обеспечивают прием и обработку информационных сигналов от скважинной аппаратуры без использования наземных панелей. Лаборатория комплектуются датчиками глубины импульсными «Кедр ДГИ-1», датчиками магнитных меток глубины «Кедр-ДММГ» и выносными блоками индикации глубины «БГ». Станция каротажная разработана для регистрации данных геофизического исследования скважин в области нефти- и газодобывающего производства.

Возможен прием сигналов глубины от сельсин-датчика на подъемнике, без использования сельсин-приемника. Регистрация глубины осуществляется с коррекцией по магнитным меткам и ролику. Лаборатории могут работать с датчиком натяжения кабеля, имеющим аналоговый выход по напряжению до 10 В.

Каждый из блоков представляет собой функционально законченное устройство. Управление станцией осуществляется через 10 Мбит/c интерфейс стандарта Ethernet, с внешнего компьютера, на компьютере же сохраняются зарегистрированные данные.

 

Рисунок 3.1 Блок регистратора

Состав:

Блок геофизический (БГФ).

Обеспечивает непрерывное декодирование информации от скважинного прибора и работу системы измерения глубины и скорости прибора. БГФ при помощи интерфейса стандарта Ethernet соединяется с внешним компьютером, а через последовательный канал обмена с другими блоками. Кроме того, в БГФ находится источник управляющих напряжений (ИУН) с выходной мощностью 100 Вт. диапазоном выходного напряжения до 300 В и тока до 0,5 А. Этот источник обеспечивает формирование стабилизированного постоянного напряжения или тока.

 

Блок коммутации (БК).

Осуществляет необходимые коммутации между тремя жилами кабеля, двумя источниками питания и входами АЦП блока геофизического, а также формирует цифровые последовательности, необходимые для управления скважинными приборами.

 

Плоттер (ПЛ02).

Обеспечивает представление результатов измерений в виде каротажных диаграмм на термобумаге.

 

 

Универсальный источник питания (УИП).

Обеспечивает формирование стабилизированного постоянного и переменного напряжения или тока, или смеси (переменный ток со сдвигом на постоянную составляющую). Для переменного тока форма сигнала может быть синусоидальной или программируемой формы.

 

Источник бесперебойного питания (ИБП).

Обеспечивает питание аппаратуры при сбоях питания. Емкости батареи достаточно, например, для работы прибора СРК-73 в течение 2 часов.

Особенности.

Использование стандартного сетевого протокола Ethernet обеспечивает высокую скорость обмена данными между блоками лабораторий и переносным персональным компьютером и аппаратную независимость от его типа.

Программное декодирование телеметрии всех скважинных приборов позволяет подключать к лабораториям новые приборы без внесения изменений и дополнений в аппаратуру. Список подключенных к лабораториям скважинных приборов насчитывает более 500 наименований.

Лаборатории отличаются универсальностью, высокой степенью надежности, простотой эксплуатации и высокой экономичностью. Технические решения, используемые в лабораториях, позволяют максимально повысить эффективность геофизических работ.

 

Датчик глубины импульсный «Кедр ДГИ-1»

Датчик «Кедр ДГИ-1» предназначен для измерения глубины нахождения скважинного прибора. Датчик устанавливается на щеку нижнего роликового блока (нижний ролик). Один оборот датчика соответствует одному метру перемещения геофизического кабеля. На датчике предусмотрен разъем для подключения датчика магнитных меток «Кедр-ДММГ». Для работы датчика требуется напряжение питания +12 В, которое формирует блок геофизический БГФ.

Рисунок 3.2 Датчик глубины импульсный «Кедр ДГИ-1»

 

«Кедр ДГИ-1» обеспечивает измерение глубины с точностью ±1 см. Датчик вырабатывает импульсный сигнал «+1 см», «-1 см». Сигнал «+1 см» формируется через каждый сантиметр при спуске, а «-1 см» через сантиметр при подъеме. Сигналы формируются при помощи импульса от уровня +5В до 0В, длительностью 0,6 мс.

 

Характеристики Значения
Число импульсов на оборот 
Дискретность измерения глубины 1см / 1мм (задается программно)
Тип выходного сигнала импульсы +1, -1 / квадратурный сигнал
Цифровой интерфейс RS232
Вход датчика натяжения 0...10В, 0...20мА
Напряжение питания, В +8...18
Ток потребления, мА, не более 
Рабочий диапазон температур, ºС -50...+70
Длительность выходного импульса, мкс 
Масса, кг 2,6
 

Таблица 3.1 Технические характеристики датчика глубины

 

Датчик магнитных меток глубины «Кедр-ДММГ»

Датчик предназначен для регистрации магнитных меток, нанесенных на геофизический кабель. Полярность считываемых меток должна быть SNS.

 

Датчик натяжения «Кедр ДН-1»

Датчик натяжения «Кедр ДН-1» предназначен для контроля натяжения геофизического кабеля. Рассчитан на работу с одножильным и многожильным геофизическим кабелем диаметрами от 4 до 12.7мм. Датчик размещается на кабелеукладчике лебедки.

Рисунок 3.3 Датчик натяжения

В состав входит:

· датчик натяжения;

· узел сопряжения с кабелеукладчиком лебедки;

· соединительные кабели;

· программное обеспечение для калибровки датчика.

 

Характеристики Значения
Диапазон измеряемого натяжения, тонн от 0 до 10
Диапазон рабочих температур, °C от -50 до +70
Выходы 
Аналоговые 0-10В, 0-5В, 0-20мА, 0-5мА, 4-20мА
цифровой интерфейс «КЕДР-05» (16 бит)
цифровой интерфейс «ДНК-2» (10 бит)
Цифровой RS232
Разрешающая способность, кг ±1
Напряжение питания, В от 11 до 30
 

Таблица 3.2 Технические характеристики датчика натяжения.

 

Особенности:

· Наличие универсального цифрового и многодиапазонного аналогового интерфейсов.

· Возможность хранения калибровок в энергонезависимой памяти датчика.

· Высокая разрешающая способность

· Широкий диапазон рабочих температур.

· Защита по IP-67.

· Разрешающая способность - 1кг

· Напряжение питания от 11 до 30В

 

КГ3*0.75-60-150 – кабель геофизический.

Для производства ГИС в составе телеметрической системы будет применяться трехжильный геофизический грузонесущий кабель марки КГ3х0.75-60-150, который обладает высокими показателями износа- и термостойкости. Применение данного кабеля обусловлено условиями проведения работ: ГИС будут проводиться в достаточно агрессивной среде, требующей применения особых конструктивных решений.

При выборе геофизического кабеля нужно руководствоваться следующими требованиями:

1. Разрывное усилие

2. Рабочая температура

3. Количество жил

4. Средства работы кабеля

С учётом этих параметров будет использован кабель КГ3х0.75-60-150

 

Характеристики Значения
Тип кабеля КГ3х0.75-60-150 О
Материал изоляции Бронированный
Число жил 
Наружный диаметр, мм 10.5
Разрывное усилие, кН 
Мах.рабочая температура, град. Цельсия 
Сопротивление токопроводящей жилы, Ом\км 
Сопротивление изоляции, МОм\км 
Вес 1 км кабеля, кг 399.9
Нормальный пробег, км 
 

Таблица 3.3 Технические характеристики каротажного кабеля КГ3х0.75-60-150

 

Скважинный комплексный модульный прибор «Кедр-М-76»

Прибор скважинный комплексный модульный "Кедр-М-76" предназначен для работы в скважинах диаметром от 89 до 400мм с открытым стволом и обсаженных скважинах, заполненных флюидом на водной или нефтяной основе.

Прибор представляет собой сочетание (связку) модуля телеметрии «Кедр-М-ТЛМ-76» и набора модулей, реализующих необходимые геофизические методы. В случае, если в связке присутствуют модули с гибким зондом «Кедр-М-ЭК-76» или «Кедр-М-2БК-76», эти модули применяются в качестве первого (верхнего) модуля связки, модуль «Кедр-М-ТЛМ-76» при этом не применяется. Прибор "Кедр-М-76" рассчитан на работу с трехжильным геофизическим кабелем длиной до 7000 м.

 

Предыдущая статья:История доминирования аллопатической медицины, Онкология — процветающий бизнес Следующая статья:Конфигурация
page speed (0.0106 sec, direct)