Файл: Целью данной работы является уточнение геологической модели строения.doc

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 16.03.2024

Просмотров: 65

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕЦелью данной работы является уточнение геологической модели строения Малгобек-Вознесенское-Алхазово месторождения на основе комплексной интерпретации всей геолого-геофизической и промысловой информации, подсчет запасов нефти и растворенного газа, создание технологической схемы разработки в ходе доразведки месторождения Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород стали основными при подсчетах запасов нефти и газа.В последние годы промыслово-геофизическая информация широко используется при проектировании разработки месторождений нефти и газа, а также при контроле и анализе процесса разработки, т.к. обеспечивает получение всех основных параметров, необходимых для подсчета запасов. Для определения подсчетных параметров в нашей стране и за рубежом используются многочисленные способы обработки геофизической информации. Значительная их часть физически обоснована и объективно учитывает реальные возможности геофизических методов и точность  измерений геофизических параметров серийной  аппаратурой. Их применение правомерно и дает надежную геологическую интерпретацию. Наряду с этим используются и методики, не имеющие четкой  физической основы, применение которых не обеспечивает требуемой точности геологической интерпретации и дискредитирует огромные возможности геофизики. Нередко наблюдаются случаи недостаточного учета всей геолого-геофизической информации при интерпретации геофизических материалов и использования моделей коллектора и петрофизических связей, правильных по существу, но не соответствующих типу изучаемого коллектора. Это приводит к существенным ошибкам при оценке запасов нефти и газа.1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ1.1 Общие сведения о месторожденииМесторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово расположено в пределах Терско-Сунженского нефтегазоносного района Терско-Каспийской нефтегазоносной области Терской зоны нефтенакопления, в пределах западной и центральной частей Терского хребта. В административном отношении месторождение входит в состав Малгобекского района Республики Ингушетия (рис. 1).Основные населенные пункты: г. Малгобек, ст. Вознесенская, рабочий поселок Горагорский. Город Малгобек связан асфальтированной дорогой с г. Грозным и гравийным шоссе с г. Владикавказом. В пределах промысловой площади имеется гравийная дорога и густая сеть грунтовых дорог.Терский хребет простирается в широтном направлении, возвышаясь над уровнем моря на 500-700 м. К востоку от г. Балаш хребет разветвляется на южную - Калаусскую и северную – Эльдаровскую ветви, отделенные друг от друга широкой и глубокой балкой. Южная ветвь хребта, постепенно понижаясь к югу, переходит в Алханчуртскую долину. Водораздельная линия хребта почти совпадает с осевой линией Малгобек-Вознесенской структуры. Северный склон хребта спускается к долине р. Терек, которая имеет абсолютные отметки +100 - +150 м, южный – к Алханчуртской долине с абсолютными отметками поверхности +250 - +300 м. Склоны хребта сильно изрезаны балками. Северный склон круче южного, балки местами сильно врезаются в коренные породы, обнажая их. На северном склоне сохранились небольшие леса из деревьев лиственной породы: дуба, ясеня и клена. Постоянная гидрографическая сеть представлена небольшими ручейками по некоторым балкам, которые питаются за счет малодебитных родников. Севернее Терского хребта, в 20 км, протекает в широтном направлении р. Терек, из которой производится подача воды в г. Малгобек, ст. Вознесенскую и рабочий поселок Горагорский, как для технических нужд, так и для обеспечения населения питьевой водой. В целом район беден водными источниками. В западной части площади имеются колодцы и источники, приуроченные к песчаникам караганского горизонта. Вода слабо минерализованная, с запахом сероводорода. Климат района Терского хребта, где расположено месторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово, как и всей зоны Передовых хребтов, относится к умеренно-континентальному, с дождливыми весной и осенью, малоснежной зимой и сухим, знойным летом. Среднегодовое количество осадков, выпадающих в районе, колеблется в пределах 300-350 мм в год. Самый жаркий месяц лета – июль, средняя температура которого +25ºС, иногда температура воздуха достигает +35 ÷ +40ºС. Зима умеренная, с частыми оттепелями и неустойчивым снеговым покровом. Высота снежного покрова зимой незначительная 10-20 см. Температура воздуха зимой почти не опускается ниже -10÷ -15ºС. Средняя температура января месяца -3ºС. Основным занятием местного населения является земледелие, садоводство и в несколько меньшей степени животноводство.Минерально-сырьевая база района работ состоит из месторождений нефти и газа, мрамора, доломитов, кирпичных глин высокого качества, термальных и минеральных вод. Рисунок 1.Обзорная карта1.2. Геолого-физическая характеристика месторожденияГеологическое строение месторождения и залежейЛитолого-стратиграфическая характеристика разрезаМесторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово расположено в пределах Терско-Каспийской нефтегазоносной области Терско-Сунженского нефтегазоносного района, Терской зоны нефтенакопления, в пределах западной и центральной частей Терского хребта. Вскрытый геологический разрез на месторождении Малгобек-Вознесенское-Алхазово представлен мезокайнозойскими отложениями. Мезозойская система MZЮрский период JВскрытый разрез юрских отложений согласно отобранному керну представлен известняками светло-серыми, серыми и темно-серыми, крепкими, массивными, трещиноватыми. Трещины разнонаправленные, заполнены кальцитом. Ширина трещин до 1 мм. Ангидритами темно-серыми, пятнистыми, крепкими. Аргиллитами темно-серыми, почти черными, крепкими. Вскрытая толщина юрских отложений 204-343 м. Меловой период CrНижний мел Cr1Нижнемеловые отложения представлены всеми ярусами: альбским, аптским, барремским, готеривским, валанжинским. Представлены отложения (за исключением валанжинского яруса) чередованием песчаников, алевролитов и глин. Керновым материалом отложения освещены очень слабо. Наибольшее количество керна отобрано из аптского яруса. Альбский и барремский ярусы каменным материалом освещены значительно слабее, а из готеривского и валанжинского ярусов отбирались лишь единичные образцы пород. Общая толщина нижнемеловых отложений составляет 1400-1440 м. Берриасский ярус Cr1bВ верхней части яруса выделяется доломитово-ангидритовая пачка, представленная доломитами с прослоями ангидритов. Ниже залегает доломитовая пачка.В основании яруса – терригенная пачка, представленная алевролитами с прослоями глин. Из скважины 856 в интервале 4198-4199 м отобран образец глины светло-серой, карбонатной с прослоями мергелей. Толщина отложений берриасского яруса в скв. 864 составила 293 м. Валанжинский ярус Cr1vlКак отмечалось выше, из валанжинского яруса отбирались единичные образцы керна. Керновым материалом разрез освещен преимущественно в верхней части валанжинского яруса (в интервале толщиной 200 м). Согласно образцам пород из скважин 856 и 864 валанжинский ярус представлен известняками темно- и светло-серыми с коричневатым оттенком, крепкими, пелитоморфными, глинистыми с редкими и тонкими вертикальными и реже диагональными трещинами. Толщина валанжинского яруса около 200 м.Готеривский ярус Cr1gtИз отложений готеривского яруса отобран один образец породы из скважины 856 (в интервале 3905-3907 м). Порода представлена алевролитом серым, карбонатным с наличием вертикальных трещин. В целом готеривский ярус (по аналогии с площадью Заманкул) представлен переслаиванием алевролитов, глин и песчаников с преобладанием алевролитов. Алевролиты темно и светло-серые, плотные, трещиноватые с прожилками кальцита и включением оолитов. Песчаники темно-серые, плотные, глинистые. Толщина готеривских отложений составляет 169 м (скв. 864) и 195 м (скв. 856). Барремский ярус Cr1brЯрус представлен чередованием алевролитов, песчаников и глин. Алевролиты серые, темно-серые с голубоватым оттенком, слюдистые, крепко сцементированные, с обильным включением гальки, размером от 5 до 7 мм. Песчаники серые и темно-серые, мелко- и разнозернистые, различной степени карбонатности и глинистости с включением зерен кварца и мелкой гальки. В отобранных образцах керна отмечены трещины, заполненные кальцитом. По геофизическим данным в барремских отложениях выделяются четыре песчаных пачки: VI, VII, VIII, IX.Средняя толщина барремского яруса 240 м. Аптский ярус Cr1aptПредставлен глинами, песчаниками и алевролитами. Глины темно-серые до черных, плотные, сильно слюдистые, песчанистые. В глинах часто встречаются серовато-зеленые алевролиты в виде прослоев и линз. Прослои алевролитов от долей сантиметра до нескольких сантиметров. Ярус значительно песчанистее вышележащего альбского. В нем по геофизическим данным выделяют шесть песчаных горизонтов с номенклатурой: IIα, II, III, IV, V1, V2. Наиболее песчанистой является средняя часть аптского яруса. Песчаники серые, темно-серые и буровато-серые, местами приобретают зеленоватый оттенок за счет включений глауконита. Песчаники мелко- и тонкозернистые, слюдистые, глинистые, плотные с включением пирита, иногда косослоистые. Песчаники трещиноватые, в большинстве случаев в вертикальном направление, реже в горизонтальном направление. Трещины заполнены карбонатным и глинистым материалом. Альбский ярус Cr1albВ основном представлен глинами темно-серыми, почти черными, слабо слюдистыми, некарбонатными, с редкими прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов тех же цветов. Наиболее песчаниста верхняя часть. Средняя толщина яруса 173 м. Верхний мел Cr2 + нижний палеоцен (дат)Продуктивная карбонатная толща представлена датским ярусом нижнего палеогена и всеми ярусами от маастрихтского до сеноманского верхнего мела. По литологическому составу отложения представлены известняками светлых тонов с тонкими прослоями темно-серых и серовато-зеленых известковистых глин, иногда с прослоями небольшой толщины серых мергелей. Вся карбонатная толща по промысловой номенклатуре условно расчленяется на шесть (I-VI) корреляционных пачек, увязывающихся со стратиграфическими подразделениями в разрезе следующим образом: I пачка – датский ярус;II, III, IV пачки – маастрихтский ярус;V пачка – кампанский ярус;VI пачка – сантонский, коньякский, туронский и сеноманский ярусы.Сеноманский ярус Сг2сmПредставлен, в основном, породами низкого удельного сопротивления с повышенной естественной γ - активностью, что характеризует эти породы как «глинистые». Породы сантонского, коньякского, туронского, сеноманского ярусов объединены в VI пачку. В строении яруса принимают участие светло-серые известняки и темно-серые мергели. Мергели неясно слоистые и пелитоморфные, крепкие, глинистые. В мергелях встречаются включения обломков серого известняка. Известняки трещиноваты. Ширина трещин иногда достигает 1 см. Трещины в большинстве случаев заполнены кальцитом и пиритом. Основная масса заполнений приходится на долю пирита. Кальцит занимает в трещинах пристенные участки. В известняках отмечаются и массивные пиритовые полуокруглые включения до нескольких сантиметров с сопутствующими мелкими кальцитовыми заполнениями. Общая толщина сеноманского яруса увеличивается по площади в восточном направлении от 10 до 20 м. Туронский ярус Сг2trВ строении яруса участвуют светло-серые пелитоморфные известняки, трещиноватые, с сутуростилолитовыми швами. В известняках встречаются прослои черной глины, толщиной до 2 см. По геофизической характеристике ярус представлен чередованием уплотненных и проницаемых пород. Проницаемым породам соответствуют пониженные значения удельных сопротивлений, отрицательные аномалии на диаграммах СП, понижения значения вторичного γ – излучения. На кавернограмме в интервале туронского яруса наблюдается уменьшение диаметра скважин до номинального и даже сужение ствола, что свидетельствует об образовании глинистой корки, против хорошо проницаемых интервалов. Общая толщина туронских отложений изменяется в пределах площади от 18 до 35 м. Коньякский ярус Сг2cnВ строении яруса участвуют крепкие светло-серые пелитоморфные известняки, с многочисленными сутуростилолитовыми швами, заполненными темно-серым и черным известняковисто-глинистым материалом. Известняки рассечены сетью наклонных трещин. Отложения коньякского яруса представляют собой хороший геофизический репер с несколько повышенной естественной γ-активностью. Общая толщина коньякского яруса уменьшается с запада на восток от 30 до 15 м. Сантонский ярус Сг2sntПредставлен, в основном, известняками светло-серыми. Иногда почти белыми, пелитоморфными с серыми прослоями глинисто-карбонатного состава, нередко трещиноватыми. В известняках имеется много сутуростилолитовых швов. Естественная γ – активность пород в целом меньше, чем в вышележащих породах кампанского яруса. Общая толщина сантонского яруса уменьшается от 50 м в западной части до 30-35 м в восточной части и центре поднятия. Кампанский ярус Сг2сшрПредставляет собой весьма неоднородный комплекс пород, относящийся по промысловой номенклатуре К2V пачке. Отложения яруса представлены светло-серыми пелитоморфными известняками, содержащими до 15% органогенно-обломочного материала. В известняках редко встречаются полуокатанные зерна кварца, округлые – глауконита и единичные чешуйки слюд, довольно часты зерна фосфоритов. В известняках имеются многочисленные тонкие и иногда косослоистые прослои зеленовато-серой и темно-серой мергелистой глины, мощностью до 10 см. Известняки местами трещиноватые, трещины почти сплошь заполнены кальцитом. В глинах встречаются зеркала скольжения. В известняках – большое количество стилолитовых швов, заполненных глиной. Сопротивление пород кампанского яруса изменяется в пределах 9÷30 ом. Аномалии ПС отсутствуют. В отложениях этого яруса наблюдается увеличение естественной γ активности за счет наличия глинистого материала. На кавернограммах в этом интервале наблюдается гораздо большее увеличение диаметра скважины, чем в интервале IV пачки. Общая толщина кампанского яруса изменяется с запада на восток от 125 до 90-100 м, составляя в сводовой части поднятия 85 м. Маастрихтский ярус Cr2mstПредставлен, в основном, трещиноватыми известняками светло-серыми иногда серыми с прослоями темно-серой глины, толщиной до 5 мм. В основной массе светло-серых известняков содержатся обломки мшанок, криноидей, остракод. Отмечено присутствие рассеянного пирита, единичных зерен минералов из группы бурого железняка и черных рудных минералов. В известняках часты разных размеров сутуростилолитовые швы, заполненные глинисто-известковистым материалом и кристаллическим кальцитом. Ширина трещин в известняках от 0,01 до 1 мм. Трещины в основном заполнены кристаллическим кальцитом. В отдельных случаях в пелитоморфных известняках были встречены слабо искривленные макротрещины шириною почти до 1 см, заполненные желтовато-серым кальцитом. Карбонатность известняков колеблется от 88 до 100%. Маастрихтский ярус на фоне датского и кампанского ярусов выделяется резким увеличением отрицательной аномалии ПС. В нем выделяются три реперные пачки: II, III, IV. Чаще всего пачки представлены породами низкого удельного сопротивления и вторичное γ- излучение имеет низкие значения, что указывает на повышенное водосодержание пород в этих интервалах. На кавернограммах в интервалах II, III пачек наблюдается уменьшение диаметра скважины до номинального, и даже сужение ствола скважины. IV пачка характеризуется несколько повышенным значением вторичного γ- излучения, чем II, III пачки. На кавернограммах в этом интервале наблюдается некоторое увеличение диаметра скважины. Общая толщина маастрихтского яруса увеличивается от 60 м в западной части до 120 м в восточной части площади. Датский ярус Сг2dtПредставлен, в основном, светло-серыми и серыми известняками, пелитоморфными, иногда слоистыми и слабо алевритистыми, тонкозернистыми. В известняках встречаются тонкие прослойки глин серых тонов, и тонкие пропластки зеленовато-серых слоистых мергелей, нередко глинистых. В известняках часто обнаруживается тонкорассеянный пирит, редко зерна глауконита, фосфоритов, пластинки бесцветных слюд и зерна минералов из группы бурых железняков. Карбонатность известняков колеблется от 90 до 100%, карбонатность мергелей не превышает 66,5%. Трещиноватость наблюдается в известняках всех типов. Преимущественное направление трещин – вертикальное (относительно поверхности наслоения), однако встречаются и наклонные трещины, пересекающие вертикальные под различными углами. Трещины имеют ширину от 0,01 до 0,04 мм (в шлифах), редкие трещины имеют ширину до 5 мм. Большинство трещин заполнено кальцитом или реже глинистым веществом. Отложения датского яруса характеризуются повышенным содержанием глинистого материала. Удельное сопротивление пород по данным БЭЗ изменяется в пределах 6-20 ом, аномалии СП незначительны, на диаграммах РК отмечается повышение значений естественной и вызванной активности. Толщина датского яруса в среднем довольно постоянна и составляет 19-20 м. Общая толщина верхнемеловых отложений в сводовой части меловой складки составляет 300-310 м, на западной и восточной периклиналях около 330 м и на крыльях 320-345 м. Третичная система FrФораминиферовая свита Pg1+2 Отложения подразделяются на три части: верхнюю, состоящую из мергелей светло-серых с зеленоватым оттенком с прослоями светло-серых карбонатных глин; среднюю, сложенную буровато-коричневыми, крепкими, сильно известковистыми глинами; нижнюю, представленную переслаиванием пестро-окрашенных (от зеленовато-серого до красноватых тонов) мергелей, содержащих тонкие прослойки зеленовато-серых глин. Фауна :Globigerinacompressa Plummer, Globigerina bulloides Orb.идр.Майкопскаясвита N1 +Pg3Нижний Майкоп Pg31+2Глины серые с коричневатым оттенком, неизвестковистые с чередующимися пачками зеленовато-серых, плотных, мелкозернистых песчаников и алевролитов толщиной 35-40 м, в нижней части, у контакта с фораминиферовыми слоями, залегает 40 метровая пачка, выраженная чередованием темно-серых, зеленоватых, известковистых глин, бурых тонкоплитчатых мергелей и темно-бурых, сильно известковистых глин (хадумский горизонт). Верхний Майкоп N11 +Pg3Однообразная толща глин темно-серых, плотных, слоистых, неизвестковистых, песчанистых, в верхней части с включениями сидеритовых конкреций.Толщина изменяется от крыльев (500 - 700 м) к своду (до 1680 м).Чокракский и тарханский горизонт N12c+tВерхняя часть разреза сложена чередованием песчаников и разделяющих их глин. Выделяются четыре песчаных пласта (ХIУ- XУII), песчаники мелко-среднезернистые, кварцевые. Суммарнаятолщина их увеличивается с запада на восток. Разделяющие гли­ны песчанистые, неизвестковистые, плотные, с прослоями крепких мергелей.Нижняя часть разреза представлена толщей темно-серых песчанистых плотных глин. Фауна: Spirialissр., Abraalbawoodи др.Толщина 180 - 250 м. Караганский горизонт N12KgПредставлен чередованием мощных песчаников и глин. Выделяют 13 песчаных пластов, которым дана номенклатура от I до XIII включительно. Песчаники мелкозернистые, мощностью от 3 до 40 м. Песчаники разделены песчанистыми, неизвестковистыми глинами, содержащими прослои (0,5-1м) мергелей. Толщина 200-250 м.Сарматский ярус + конкский горизонт N13sm + N12кп Нижне-сарматский подъярус + конкский горизонт N13sml +N12kn. По фаунистическим признакам подразделяются на слои сMactraeichwaldi; слои с Syadesmiareflexa и конкский горизонт. В литологическом отношении представлены глинами плотными, слоистыми, слабо песчанистыми, известковистыми с частыми прослоями крепких доломитизированных мергелей.Толщина 65-60м.СреднесарматскийподъярусN13sm2 Среднесарматские отложения (криптомактровые слои) представлены светло-серыми, сильно известковистыми, слабо песчанистыми, плотными глинами с частыми прослоями мергелей.Толщина от65 до 100 м.ВерхнесарматскийподъярусN13sm3Сложен сверху вниз переходными слоями, состоящими из глин темно и зеленовато-серых, слоистых, песчанистых, известковистых, с прослоями серого тонкого зернистого песчаника. Толщина в сводовой части 0 - 350 м, на погружении 700 - 800 м.Меотический ярус N13mtВ сводовой части эти отложения отсутствуют и развиты только на погружениях структуры.Верхнюю часть разреза слагают пресноводно-континентальные пестроцветные песчано-глинистые образованиятолщиной 350-470 м, именуемые обычно "подакчагыльской" толщей. В низах пятнистых глин найдена фауна смешанного типа понтического и меотического возрастов. Толщина нижней части 300 – 330 м.Акчагыльский ярус N2akОтложения распространены на погружении складки. Представлены серыми разнозернистыми известковистыми песчаниками с прослоями сильно известковистых глин. Толщина 35-40 м.Апшеронский ярус N2арОтложения развиты на глубоком погружении крыльев складки. Представлены пе­реслаиванием серых песчанистых глин и рыхлых; разнозернистых, известковистых песчаников. Фауна: DreissensiarostrifoxmisBeech,ApecheroniapropinguaEichw. идр.Толщина достигает 130-160 м.Четвертичные отложения QСовременные образования представлены лессовидными суглинками с характерным содержанием грубого песчаного материала, гальки и мелкого гравия.Мощность от 1 до 85 м.1.3ТектоникаВ процессе поисково-разведочных работ и разработки нефтяных залежей тектоническое строение Терской и Сунженской антиклинальных зон и нефтяных месторождений, приуроченных к ним, изучено достаточно полно. Установлено, что сильно дислоцированным антиклиналям в неогеновых отложениях соответствуют более простые поднятия в верхнем мелу. Смещение осевых линий структур с глубиной связано, в первую очередь, с их ассиметричным строением и надвиганием сводов неогеновых антиклиналей на крылья по многочисленным разрывным нарушением, а также течением пластичных глинистых толщ нижнего миоцена и олигоцена из периферийных зон в области сводов структур в процессе складкообразования. Рассматриваемая область по верхнемеловым отложениям представляет две крупные антиклинальные зоны: Сунженскую и Терскую с множеством самостоятельных поднятий. Терская антиклинальная зона, с которой связано месторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово, по верхнемеловым отложениям имеет восточное-юго-восточное простирание. Протяженность ее около 200 км. На севере она ограничена Притерской депрессией, на юге – Акбашской, Алханчуртской и Петропавловской синклиналями. В пределах Терской антиклинальной зоны с запада на восток выделяются поднятия: Арак-Далатарекское, Малгобек-Вознесенское, Эльдаровское, Хаян-Кортовское, Брагунское, Гудермесское. Различные исследователи несколько по-разному освещают строение верхнемеловых отложений. Геологическая служба НГДУ «Малгобекнефть» в отчете по подсчету запасов нефти (1963г.) указывала, что скв. 805 и скв. 791 пересекли нарушение с амплитудой 20-30 м. Затем, в последующие годы, в своих годовых отчетах ими приводились структурные карты с многочисленными нарушениями. В те же годы при составлении схемы разработки верхнемеловой залежи указывалось, что амплитуда смещения в профиле скважин 809, 791, 750, 777 и 804 достигает

2.1 Комплексные геофизические исследования

Цели и задачи проектирования

2.1 Обоснование выбора комплекса методов

2.2 Описание методов, входящих в геофизические исследования

4.2.2 Комплекс методов определения текущего насыщения продуктивных пластов Известно, что, несмотря на экономическую привлекательность, операции по возврату скважины на вышезалегающие пласты сопровождаются серьезными финансовыми рисками, если нет достоверной оценки текущего насыщения объекта перевода до постановки бригады капитального ремонта.Методами, позволяющими определить текущее насыщение неперфорированного пласта, являются нейтронные методы исследования скважин: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и углеродно-кислородный каротаж (С/О каротаж). Применяя какой-либо из этих методов или их комбинацию, можно определить через обсадную колонну, каким флюидом насыщено поровое пространство исследуемого пласта.Импульсный нейтрон-нейтрон каротажИмпульсный нейтрон-нейтронный каротаж основан на многомерной регистрации нестационарных потоков тепловых нейтронов одновременно на двух зондах в скважинах любых категорий. За счет применения импульсных генераторов нейтронов измеряется пространственно-временное распределение тепловых нейтронов в скважинах, в результате чего достигается повышенная достоверность и однозначность решения традиционных задач нефтепромысловой и нефтеразведочной геофизики.В ИННК применяется измерительная скважинная установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии (длина зонда) от него детектора нейтронов. Модель скважинного прибора для работ методом ИННК представлена на рисунке 4.4. Рис. 4.4. Модель скважинного прибора ИННК. (АИНК-43): 1. Секция излучателя нейтронов. 2. Блок питания и управления ИНГ-101 БПУ. 3. Мишень нейтронной трубки. 4. Блок нейтронной трубки ИНГ-101Т БТ. 5. Секция блока регистрации. 6. Ближний детектор. 7. Дальний детекторПринцип работы скважинного генератора нейтронов следующий. Мишень, представляющая собой один из легких элементов (дейтерий, тритий, бериллий, литий и др.), бомбардируется потоком ускоренных заряженных реакций 2D (d, n) 3He и 3T (d, n) 4He бомбардировки потоком ионов дейтерия (дейтонов) или трития.Основными конструктивными узлами генератора нейтронов являются ускорительная трубка и источник питания высокого напряжения. Ускорительная трубка представляет собой стеклянный баллон, заполненный дейтерием (изотопом водорода 2Н).Регистрируемыми характеристиками полей излучений в скважине являются скорости счета импульсов в узких временных окнах (32 мкс) для двух детекторов тепловых нейтронов расположенных на разных расстояниях от импульсного источника нейтронов энергией 14 МэВ. Временная база регистрации 32–1984 мкс. Частота срабатывания излучателя нейтронов жестко задана и составляет 20 Гц.Управление работой прибора происходит путем подачи в 1-ю жилу кабеля положительных импульсов, формируемых ADSP 350h, при помощи одного плеча схемы «Манчестер» БУСП.По запросу с компьютера (ADSP) станции производится запуск генератора нейтронов. Каждый импульс запуска начинает измерительный цикл, длящийся 200 мс. Цикл начинается с запуска трубки генератора нейтронов. Генератор испускает в течение 2 мкс быстрые нейтроны с энергией 14 МэВ. Взаимодействуя с окружающей средой нейтроны, замедляются до уровня тепловых энергий. Два детектора ближний (малый зонд) и дальний (большой зонд), зондовые расстояния соответственно L1=380 мм и L2=670 мм, регистрируют тепловые нейтроны. Двухзондовая конструкция прибора обеспечивает компенсацию скважинных условий. Измерительный цикл заканчивается передачей на ADSP станции зарегистрированных временных спектров (число импульсов за время 2048 мкс) для двух нейтронных детекторов.Непосредственно измеряемыми параметрами являются величины обратные декременту временного затухания скорости счета импульсов для двух зондов 1 и 2 в интегральном временном окне от заданной начальной задержки до конца временной базы регистрации (время жизни тепловых нейтронов) и скорости счета импульсов в том же временном окне (только для ручной настройки).В станции МЕГА реализовано одновременно два варианта измерения: 1. Автоматическое определение параметров 1 и 2 с временными задержками 256 и 512 мкс.Таблица 4.2 Шифр параметра  Задержка, мкс. Зонд TP11 1 256 Малый зонд TP21 2 256 Большой зонд TP12 1 512 Малый зонд TP22 2 512 Большой зонд 2. Определение параметров 1 (TP1) и 2 (TP2) и скоростей счета INT1, INT2 в каналах малого и большого зондов с временными задержками, установленными оператором. Параметры SPC1 и SPC2 являются спектрами распределения импульсов во всем временном окне регистрации по малому и большому зонду.Дифференциация пород, определение нефтенасыщенности и пористости осуществляется по основным нейтронным параметрам  среднему времени жизни и коэффициенту диффузии тепловых нейтронов. Как известно, нефть и пресная вода обладают близкими значениями времени жизни тепловых нейтронов ( н = 206 мкс, в = 204 мкс), но с увеличением концентрации NaCl, в пластовых водах до 50 г./л среднее время жизни нейтронов в воде уменьшается до 100 мкс [16], на этом различии нейтронных параметров основана методика определения нефтенасыщенности ИННК. Оценка коэффициента нефтенасыщенности Кн пластов методом ИННК возможна, по оценкам различных авторов, при выполнении следующих условий: минерализация пластовой воды не менее 3070 г/л NaCl; с уменьшением минерализации вод точность определения Кн уменьшается; отсутствие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости и восстановление минерализации пластовой воды в этой зоне до первоначального или до известного значения. Уровень минерализации пластовой воды по NaCl является определяющим фактором достоверной оценки насыщенности пластов. По данным различных источников определение Кн методами ИННК осуществляется при Кп=1015% (если Св=200÷250 г/л NaCl) и Кп=1520% (если Св=100÷150 г/л NaCl). В неглинистых высокопористых коллекторах оценка Кн возможна при минерализации Св=30÷70 г/л NaCl.Для Западной Сибири характерны как раз низко минерализованные пластовые воды, что ограничивает применение ИННК с целью разделения нефти и воды. Однако ИННК весьма отчетливо позволяет определить газонасыщенные интервалы пластов-коллекторов. Многие залежи нефти в Западной Сибири, в том числе на Приобском месторождении, имеют газовые шапки, кроме того, нефть имеет высокий газовый фактор. В процессе эксплуатации пластовое давление залежи снижается, и растворенный газ выделяется в свободную фазу, образуя тем самым техногенные газовые залежи. Так как при эксплуатации нефтяного пласта прорыв в скважину газа из вышерасположенных интервалов осложняет процесс добычи и крайне нежелательно, то применение ИННК весьма целесообразно при исследовании объектов с вероятностью наличия газонасыщенных прослоев.Углеродно-кислородный каротажКак известно, при облучении горных пород быстрыми нейтронами последние испытывают различные взаимодействия с ядрами вещества, передавая им часть своей энергии. В процессе замедления до энергии теплового движения атомов (Е1·10 -2 эВ), происходят упругие и неупругие рассеяния нейтронов на ядрах атомов, кроме того, тепловые нейтроны участвуют в процессах термализации, процессах диффузии и, наконец, поглощаются ядрами.В результате первых соударений (1–2 акта) наиболее вероятным взаимодействием является неупругое рассеяние, при этом нейтроны замедляются до энергии

Список литературы


4.2. Производственная и экологическая безопасность при
производстве геофизических работ

Данный проект предусматривает выполнение работ на Самотлорском нефтяном месторождении в полевых и камеральных условиях.

В административном отношении Самотлорское нефтяное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. Район представляет собой заболоченную и слабовсхолмленную равнину с а.о. 100-125м. Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь(-50°), самым теплым - июль (+30°). Местность частично заболочена, леса большей частью смешанные.

В целом району работ присваивается категория работ в условиях крайнего севера.

Работы на Самотлорском месторождении будут проводиться с января по июль 2005 года.
4.2.1. Производственная безопасность

Вредные и опасные факторы, воздействующие на человека, в полевых условиях, связаны с особенностями методики измерений (ненормированный рабочий день, всепогодные и всесезонные условия проведения работ, утомительные переезды к месту исследований и т.д.), конструктивными особенностями исследовательской аппаратуры (работа с электрическим током, радиоактивными веществами, громоздкими механическими приборами). Вредные и опасные факторы, угрожающие человеку при данных видах работ представлены в таблице 4.1..




Таблица 4.1.











1. Отклонения показаний микроклимата в помещении.


ГОСТ 12.1.005-88 [25]




2. Превышение уровней шума


ГОСТ 12.1.003-83 [23]




3. Превышение уровня электромагнитных и ионизирующих излучений.


ГОСТ 12.1.006-84 [26]




4. Недостаточная освещенность рабочей зоны.


СНиП 23.05.95 [31]


 Психо физиол огичес




5.Монотонный режим работы.





Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы
4.2.1.1.Анализ опасных факторов и мероприятий по их устранению

Полевой этап

1. Электрический ток. Опасностями поражения током при проведении полевых работ являются поражения от токонесущих элементов каротажной станции (подъемника, лаборатории и скважинных приборов), поэтому требования безопасности сводятся, в основном, к мерам электробезопасности.

Причинами поражения электрическим током могут быть: повреждение изоляции электропроводки, неисправное состояние электроустановок, случайное прикосновение к токоведущим частям (находящимся под напряжением), отсутствие заземления и др. Поэтому работа на каротажных станциях требует помимо соответствующей квалификации персонала большого внимания и строгого соблюдения правил электробезопасности.

Соединительные провода, применяемые для сборки электросетей, не должны иметь обнаженных жил, ненадежную изоляцию, концы их должны быть снабжены изолирующими вилками, муфтами или колодками.

При работах на буровой запрещается пользоваться напряжением более 380 V.

Корпуса всех агрегатов должны быть надежно заземлены. Заземление выполняется на контур буровой, имеющий металлическую связь с устьем скважины, или на устье скважины, на которой проводятся работы.

Подключать кабель к источнику питания разрешается только по окончании сборки всех коммуникаций каротажной станции. Кабель, соединяющий оборудование станции с электросетью подвешивается на высоте не менее 0.5 м и располагается в стороне от проходов и дорог.

Сборку и разборку электрических схем, ремонт проводов (изолирование оголенных участков, сращивание), а также проверку исправности цепей следует выполнять при выключенном источнике тока.

Проверку работы или поиск неисправностей в каротажной станции, находящейся под напряжением, должны производить на менее чем два исполнителя.

Если необходимо проверить на поверхности исправность скважинного прибора, разрешается подавать напряжение в схему только после предупреждения об этом работников партии.

Помощь пораженному электротоком необходимо оказывать немедленно, не теряя ни минуты. Прежде всего, добиться прекращения действия тока на пострадавшего, для чего любым способом изолировать его от источника тока. Следует помнить, что электроток вызывает сокращение мышц пальцев
, и пострадавший не может самостоятельно разжать их.

Оказывающий помощь должен знать, что пораженный электротоком сам является проводником, и поэтому надо охранять себя от действия тока. Для защиты надо встать на резиновый коврик, деревянную доску, сверток сухой одежды, надеть калоши. Руки надо обмотать сухой шерстяной   и прорезиненной материей (шинель, прорезиненный плащ).

Приняв эти меры предосторожности, необходимо отбросить провод от пострадавшего багром, деревянной палкой или другим плохо проводящим электроток предметом, или не касаясь тела пострадавшего, оттащить его от провода.

Если для оказания помощи необходимо перерезать провода, то инструмент для этого должен иметь изолированные ручки. Прервать ток можно также, набросив на провод (обе фазы) металлическую цепочку, кусок неизолированного провода, второй конец которых «, предварительно укреплен в земле.

После освобождения пострадавшего от действия тока нужно вызвать скорую помощь и немедленно начать искусственное дыхание, его необходимо делать даже в тех случаях, когда исчезли видимые признаки жизни (нет дыхания, отсутствует пульс). Искусственное дыхание производится в течение нескольких часов и прекращается только в случаях

появления безусловных признаков смерти (трупных пятен, окоченения) или приезда медработников.

Одновременно принимают другие меры для возбуждения дыхания и работы сердца: массаж сердца, обрызгивание лица водой, растирание тела, дается вдыхать нашатырный спирт. После того, как пострадавший придут в себя, его надо укутать одеялом, напоить горячим чаем и доставить к врачу.

2. Радиационная опасность. При исследовании скважин применяются радиоактивные вещества (РВ) применяемые в радиоактивных методах. Источниками ионизирующего излучения служат плутоний-берилливые сплавы и сплавы, содержащие радиоактивный изотоп цезия.

За единицу радиоактивности принят Беккерель (Бк), означающий одно ядерное превращение в секунду. Энергия радиоактивного излучения характеризуется дозой излучения. Различают поглощенную, экспозиционную, эквивалентную и интегральную дозы.

Облучение источниками ионизирующего излучения может быть внешним и внутренним. Внутреннее облучение более опасно, чем внешнее, т.к. попавшие внутрь организма радиоактивные вещества повергают непрерывному облучению незащищенные роговьм слоем внутренние органы до тех пор, пока они не выведутся из организма.

Для уменьшения воздействия источников ионизирующего излучения на персонал каротажной партии необходимо придерживаться следующих правил:


1. Использовать источники излучения минимальной активности, необходимые для данного вида исследований;

2.   Выполнять все операции с источниками излучений в течение максимально короткого времени (т.н. защита времени);

3.   Производить работы (спускоподъемные, погрузочно-разгрузочные работы) на максимально возможном расстоянии от источника (т.н. защита расстоянием);

4.   Применять защитные средства в виде контейнеров, экранов, спецодежды;

5.   Осуществлять радиометрический и дозиметрический контроль.

Расчет защиты от ионизирующих излучений производят в соответствии с требованиями действующих «Санитарных правил работы с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений» [24].

Для защиты от гамма излучения применяют свинец. Дозу гамма излучений за рабочий день определяют с помощью карманных дозиметров путём пересчета показаний радиометров, отградуированных в единицах мощности дозы (мкР/ч). В любом случае мощность поглощенной дозы для каждого работника не должна превышать 5 бэр/г (0.02 Зв).

Для защиты от нейтронного излучения используют материалы, содержащие водород (вода, парафин) с добавками бора. Дозу нейтронного излучения определяют пересчетом мощности доз, отсчитанных по показаниям радиометра, снабжённого датчиком тепловых или быстрых нейтронов, путём пересчёта. Суммарная доза за рабочий день определяется как сумма доз, полученных при каждой операции - получении источника излучения, его переноски, установки в скважинный прибор и т.д.

Не в коем случае нельзя касаться и брать капсулу с источником ионизирующего излучения руками, для этого необходимо использовать специальный дистанционный манипулятор.

Радиоактивные вещества хранят в специальных хранилищах, в переносных контейнерах, которые находятся, в зависимости от активности радиоактивного вещества, в специальных колодцах. Внутри хранилища, а также снаружи излучение не должно превышать предельно допустимых величин.

Транспортирование источников ионизирующих излучений производится только в специальных контейнерах в зависимости от вида излучения. Контейнеры жёстко крепятся в задней части подъёмника.

Если в пути следования произойдёт потеря источника излучения, работник, ответственный за транспортирование немедленно должен сообщить об этом в милицию, органам санитарного надзора и руководству своего предприятия.


Для обозначения объектов, помещений, оборудования, устройств и материалов, внутри или на поверхности которых возможна радиационная опасность, ставится специальный знак с надписью «Осторожно радиоактивность!».

3. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования. Возникает на всех этапах полевых работ, но возрастание риска подвергнуться механическому воздействию, а в следствии, получить травму можно при погрузочно-разгрузочных работах, монтаже-демонтаже оборудования на скважине и др.

Меры безопасности, в большинстве, сводятся к неукоснительному соблюдению техники безопасности на буровой.

Все рабочие во избежание травм снабжаются спецодеждой [21].

Запрещается проводить ГИС при неисправном спускоподъемном оборудовании буровой установки или каротажного подъёмника.

При работе на скважине каротажные автомашины следует устанавливать так, чтобы были обеспечены хорошая видимость и сигнализационная связь между подъёмником, станцией и устьем скважины. Каротажный подъёмник необходимо закрепить с помощью специальных упоров.

Направляющий блок необходимо надежно закрепить на основании буровой. Прочность узла крепления должна не менее чем в два с половиной раза превышать вес каротажного кабеля.

Подвесной блок нужно надёжно закрепить на талевой системе буровой установки. После подсоединения к нему кабеля от барабана лебёдки он должен быть поднят над устьем скважины не менее чем на 15 метров и укреплён растяжкой.

Между каротажным подъёмником и устьем скважины не должны находиться предметы, препятствующие движению кабеля, запрещается прикасаться к кабелю при движении, наклоняться над ним, а также останавливать его руками при отказе тормозной системы лебедки подъемника.

Устье скважины и мостки должны быть очищены от промывочной жидкости, грязи, нефти, снега и льда во избежание падений.

Грузы, скважинные приборы, блоки и прочее оборудование следует выгружать (погружать) из каротажной станции под наблюдением ответственного лица каротажной партии.

Грузы и скважинные приборы массой более 40 кг или длиной более 2м любого веса нужно поднимать с помощью подъёмных механизмов.

Во избежание наиболее типичной аварийной ситуации - обрыв кабеля у головки аппарата, необходимо соблюдать следующие условия:

строго контролировать движение поднимаемого кабеля по счетчику оборотов и предупредительным меткам, чтобы не пропустить приближение скважинного прибора к устью скважины и своевременно подать соответствующие сигналы машинисту подъёмной установки;