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

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 16.03.2024

Просмотров: 62

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



Неблагоприятными метеорологическими условиями (НМУ) являются: приподнятая инверсия выше источника ЗВ, штилевой слой ниже источника ЗВ, туманы.

При возникновении НМУ предусмотрены мероприятия по I, II и III режимам эксплуатации технологического оборудования, выполнение которых при НМУ исключает залповые выбросы вредных веществ в атмосферу.

Мероприятия по защите воздушного бассейна предусматривают полную герметизацию всего технологического оборудования, запорной арматуры и трубопроводов, исключающую постоянные сбросы газа в атмосферу. Оборудование выбирается с учетом взрывоопасное™ и токсичности продуктов. На случай превышения давления сверх предусмотренного режимом оборудование оснащено предохранительными клапанами с выбросом газа на факел.

Автоматизированная система управления технологическими процессами обеспечивает отключение отдельных установок в предаварийных ситуациях, что предупреждает аварийные выбросы газа и жидкости.

Охрана водной среды. При разработке месторождения негативное воздействие на водную среду возможно при строительстве и эксплуатации площадных объектов, устройстве подводных переходов водотоков трубопроводами, строительстве автодорог и мостов, бурении скважин на кустовых площадках, использовании подземного водозабора и сбросе сточных вод.

Строительство площадных объектов сопровождается изменениями рельефа, нарушающими естественный поверхностный сток. С промплощадок в процессе эксплуатации месторождения возможны утечки токсичных загрязнителей на прилегающие участки земли.

При строительстве подводных переходов трубопроводами нарушается естественный рельеф поймы и русла водотоков, вырубается лес в водоохранных зонах.

Для промывки и гидроиспытаний трубопроводов предусматривается забор воды из поверхностных водоемов.

При строительстве дорог, возможно, нарушение поверхностного стока насыпями с образованием вдоль трасс подпрудных озерков - очагов заболачивания.

Забор воды из подземных вод предусматривается при бурении эксплуатационных скважин. Для обеспечения водой хозяйственно - питьевых и технологических нужд при бурении скважин на каждой кустовой площадке необходимо бурение артскважины глубиной 172 м. Подземные воды приурочены к пескам атлымской свиты, залегающим в интервалах глубин 135 - 170 м и защищены от загрязнения с поверхности. Воды напорные, пьезометрические уровни устанавливаются на глубине до 10 м. Дебит скважин изменяется в пределах 4 -14.4 л/с.


Площадки под строительство артскважин размещаются на расстоянии не менее 30 м от мест бурения эксплуатационных скважин. Первый пояс зоны санитарной охраны артскважин специально не ограждается и не благоустраивается. Для исключения загрязнения водоносного горизонта в процессе бурения артскважин в качестве промывочной жидкости используется глинистый раствор, шурф вокруг устья скважины размером 1.5 х 0.5 м бетонируется. После бурения и испытания эксплуатационных скважин кустовой площадки артскважина на воду ликвидируется путем санитарно -технической заделки согласно "Положения по порядку использования и охране подземных вод на территории СССР".

Водоснабжение хозяйственно - питьевых и производственно - противопожарных нужд объектов месторождения обеспечивается запроектированными в северо - западной части территории опорной базы промысла водозаборными артезианскими скважинами (1 резервная и 1 рабочая). Потребность воды на хозпитьевые нужды составляет 125.813 мЗ/сут, на производственные - 255.64 мЗ/сут, на пожаротушение - 90.347 мЗ/сут. Забор воды будет осуществляться из водоносного песчаного горизонта атлымской свиты. Перед подачей потребителю вода будет поступать на станцию обезжелезивания.

Санитарно - эпидемиологическая защищенность источника хозпитьевого водоснабжения подземного водозабора обеспечивается тремя поясами зоны санитарной охраны водоисточников: граница I пояса устанавливается в 30 м от водозабора, II пояса -в 88 м, III пояса - в 376 м. В первой зоне строгого контроля проводится планировка территории с отводом поверхностных вод за ее пределы ограждением и обеспечением сторожевой сигнализации. В пределах второго и третьего поясов зоны санитарной охраны запрещается размещать участки ассенизации, склады ГСМ и химреагентов (в целях-исключения химического заражения источника водоснабжения).

Гидрографическая сеть Северо-Васюганского месторождения представлена притоками р. Васюган. Водоохранная зона р. Васюган составляет 300 м в обе стороны от уреза реки; у остальных притоков и водотоков - 15 м. Согласно "Положению о водо­охранных зонах ...", утвержденному Постановлением № 91 СМ РФ от 17.03.89 г., в водо­охранных зонах устанавливается специальный режим хозяйственной деятельности для предотвращения загрязнения, засорения и истощения вод.   После окончания строительных работ прибрежные участки восстанавливаются, берега укрепляются.

Реки территории месторождения типично таежные с малыми уклонами, относятся к II категории рек рыбохозяйственного использования. В реках содержание кислорода, определяющего самоочищающую способность воды, резко снижается осенью, падая в зимнее время до 0 - 0.85 %. Применяемые при ОПЭ месторождения способы очистки сточных вод не достаточны для их сброса в водотоки. Для охраны поверхностных и подземных вод используемых для хозпитьевого водоснабжения (воды атлымской свиты) от загрязнения предусмотрена утилизация предварительно очищенных промстоков в поглощающие скважины.


Выполнение предусматриваемых природоохранных мероприятий обеспечит рациональное использование водных ресурсов и снизит негативное воздействие разработки месторождения на водную среду.

Охрана земель, лесов, флоры и фауны. Размещение скважин на кустовых площадках и прокладка инженерных коммуникаций в одном коридоре позволяет локализовать возможное негативное воздействие на ограниченных площадях.

Почв, пригодных для сельскохозяйственного использования на площади месторождения не имеется. При строительстве кустовых оснований снятие плодородного слоя нецелесообразно ввиду развития на площади месторождения болотно - подзолистых и болотных типов почв.

Размещение проектируемых объектов месторождения проведено с максимальным использованием малоценных экосистем на полугидроморфных и гидроморфных почвах.

Негативное воздействие на почвенно - растительный покров при разработке месторождения проявится в механическом нарушении почвенно - растительного покрова, сведении растительности и повреждении почвенного покрова на отводимых землях, замене естественных почвенных горизонтов на минеральные грунты при отсыпке кустовых площадок, насыпей автодорог, промплощадок.

Отрицательное воздействие объектов месторождения может проявиться в изменении инженерно - геологических условий грунтов. Отсыпка и планировка промплощадок могут привести к изменению термовлажностного режима подстилающих грунтов, приводящему к морозному пучению переувлажненных грунтов, неравномерной осадке и деформации производственных зданий.

Мероприятия по снижению деформаций оснований сооружаемых объектов от морозного пучения предусматривают поверхностный водоотвод, понижение уровня грунтовых вод глубоким дренажем, устройство водонепроницаемых экранов, выбор свайных конструкций фундаментов с заглублением в устойчивые грунты. Негативное воздействие строительства и эксплуатации трубопроводов приводит к нарушению естественного теплового баланса грунтов, изменению глубины сезонного промерзания -оттаивания и возникновению неблагоприятных процессов - пучения и просадки грунта. Для предупреждения процессов пучения и просадки грунта при строительстве трубопроводов предусматривается замена  грунтов.

Земли, отводимые на период строительства объектов промысла во временное пользование, рекультивируются в ходе проведения основных работ, при отсутствии возможности - в месячный срок после завершения работ, но не позднее одного года после окончания строительных работ.


Рекультивация земель проводится в два этапа. При проведении технического этапа рекультивации земель выполняется очистка площадей от бетонных и металлических отходов, засыпка водоотводных канав, выполаживание откосов, планировка площадок, покрытие земель слоем торфяно - песчаной смеси. Биологический этап рекультивации' земель состоит из комплекса работ по внесению в качестве удобрений торфа и посеву многолетних трав. Рекультивации подлежат суходольные участки, заболоченные участки не рекультивируются. В процессе проведения рекультивационных работ нарушенные земельные участки приводятся в состояние, пригодное для использования в лесном хозяйстве.

Лесные массивы территории месторождения характеризуются как леса эксплуатационные. При строительстве объектов опытно - промышленной эксплуатации месторождения сведения ценных чистых кедровых, долинных пойменных кедровых и еловых лесов, лесов орехопромысловых зон, мест локализации ценных недревесных ресурсов - клюквы и брусники не предусматривается.

Предусматриваемые мероприятия по охране земель, лесов, флоры и фауны территории месторождения позволят минимизировать негативное воздействие на окружающую природную среду.

Конструкция и технология проводки скважин обеспечивает надежную герметизацию водоносных и нефтегазоносных горизонтов, предотвращающую межпластовые перетоки и загрязнение подземных вод.

Качественная изоляция проницаемых пластов в затрубном пространстве устраняет возможность перетоков жидкости или газа из одного объекта в другой или в атмосферу, предотвращая ухудшение коллекторских свойств пластов. Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства проверяется опрессовкой. Для предупреждения возможного фонтанирования эксплуатационных скважин вскрытие пластов проводится с установкой превенторов - противовыбросовых устройств, устанавливаемых на устье скважин.

Исключение возможности прорыва газа из газовой части залежей обеспечивается ограничением и регулированием депрессии на продуктивный пласт.

В процессе бурения скважин образуются отходы бурения: отработанные буровые растворы, буровые сточные воды, выбуренный шлам. В связи с отсутствием промышленного оборудования для очистки отходов бурения до уровня ПДК для нефти и химреагентов применение на кустовых площадках двухсекционных земляных гидроизолированных амбаров для сбора, накопления, очистки, обезвреживания, утилизации отходов бурения и освоения скважин является реальной необходимостью.


Список литературы





              1. Дворкин В.И., Орлинский Б.М Обработка результатов ГИС, анализ выработки запасов нефти и разработка рекомендаций по совершенствованию разработки Мамонтовского и Приобского месторождений. – ОАО НПФ «Геофизика», Отчет, Уфа-2003 г.

              2. Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Новые возможности геофизики при оценке извлекаемых запасов на поздней стадии разработки месторождений // «Нефтяное хозяйство», вып. 11, 2004. С. 53–56

              3. Конторович А.Э., Сурков В.С. Западная Сибирь // Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.2 – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000 г.

              4. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А.Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М., Недра, 1974 г.

              5. Нежданов А.А. Основные закономерности строения сейсмостратиграфических комплексов неокома Западной Сибири // Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988, с. 62–70

              6. Технологическая схема разработки Приобского месторождения. ОАО «Юганскнефтегаз». – ЗАО «ИЦ ЮКОС», Москва, 2001.

              7. Технико-экономическое обоснование применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз». Договор H.91.91.56.44.00, Тюмень, 2001, Рук. Гусев С.В., СибНИИНП.

              8. Хаматдинов Р.Т. Велижанин В.А. Череменский В.Г. С/О – каротаж – перспективная основа современного геофизического мониторинга нефтяных месторождений // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 125–126. С. 4–23.

Смотрите также файлы