Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Февраля 2013 в 23:16, дипломная работа

Краткое описание

Данный проект посвящен исследованию горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения. Тема на сегодняшний момент является актуальной. Комплекс по геофизическому исследованию горизонтальных скважин постоянно развивается и совершенствуется.
Впервые в практике российской нефтяной отрасли задачу бурения поставило открытое акционерное общество «Сургутнефтегаз», выбрав основным объектом строительства горизонтальных скважин Федоровское нефтяное месторождение (Горизонт АС-4-5-6).

Содержание

Введение
Глава 1. Общие сведения о Федоровском месторождении. Краткий физико-географический очерк
Глава 2. История освоения месторождения
Глава 3. Геологическое строение месторождения
3.1 Стратиграфия
3.2 Тектоника
3.3 Нефтегазоносность
3.4 Гидрогеологическая характеристика
Глава 4. Физические свойства горных пород
4.1 Плотностные свойства
4.2 Электрические свойства
4.3 Радиоактивность
4.4 Нейтронные свойства
4.5 Акустические свойства
4.6 Физические свойства нефти и газа
Глава 5. Горизонтальные скважины
5.1 Обзор имеющихся отечественных технологий геофизических исследований бурящихся горизонтальных скважин
5.2 История развития комплекса АМАК “ОБЬ”
5.3 Комплекс методов для геофизических исследований в горизонтальных скважинах
Глава 6. Усовершенствование геофизических методов ГИС для горизонтальных скважин
6.1 Расширение геологических задач
6.2 Состояние и перспективы развития методов акустического каротажа, термометрии и резистивиметрии
6.2.1 Акустический метод
6.2.2 Термометрия и резистивиметрия
6.3 Выбор и обоснование методов ГИС
6.4. Усовершенствованная методика обработки и интерпретации
6.4.1. Первичная обработка
6.4.2 Методика интерпретации данных ГИС
Глава 7.Мероприятия по охране природы, охране труда и технике безопасности
7.1 Техника безопасности при геофизических работах
7.2 Охрана недр и окружающей среды
Глава 8.Технико-экономические показатели проектируемых работ
8.1 Характеристика предприятия
8.2 Организация труда
8.3 Расчет норм времени при работе с комплексом АМАК “ОБЬ” АЛМАЗ-2 и АК-Г
8.4 Сравнительный анализ сметной стоимости работ при производстве ГИС в горизонтальных скважинах по трем технологиям
Заключение
Литература

Прикрепленные файлы: 1 файл

Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири.doc

— 399.50 Кб (Скачать документ)

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс сложен рыхлыми и слабосцементированными песками и песчаниками покурской  свиты. Дебиты воды достигают 1000-1500 м3/сут. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация  около 15-21 г/л, удельный вес 0,892-0,996 г/см3 в пластовых условиях. Содержание закисного и окисного железа до 0,04 мг/л, содержание брома 43-57 мг/л, йода 4,3-18,7 мг/л. Вода имеет слабощелочную реакцию (PH=6,2-8,9). Воды напорные, их широко используют для законтурного зоводнения.

Комплекс характеризуется преимущественно  свободным водообменом. Условия  питания, циркуляции, влияние климатических  и геоморфологических факторов обуславливают  наличие в нем и пресных  подземных вод, имеющих практический интерес для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единую водонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлически связаны между собой.

Подземные воды комплекса в настоящее  время используются для поддержания пластового давления при эксплуатации нефтяных месторождений. Близость их химического состава с составом нефтяных вод обеспечивает им хорошо вымывающую способность, повышающую нефтеотдачу пласта. Кроме того, эти воды не требуют очистки и могут добываться непосредственно на самом эксплуатируемом месторождении. Большой интерес подземные воды комплекса представляют для промышленной добычи йода.

Верхний водоносный комплекс приурочен  к континентальным отложениям четвертичного  и олигоценового возраста. Общая  мощность 350-400 м. Проницаемые породы комплекса содержат слабонапорные воды гидрокарбонатно-натриевого состава, минерализация 1 г/л. Дебиты скважин достигают 150-500 м3/сут. Воды пригодны для употребления в бытовых и технических целях.

Питание подземных вод осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков. Разгрузка происходит в гидросеть. В санитарном отношении воды четвертичных отложений отвечают требованиям ГОСТа 2374-82, но в пределах крупных населенных пунктов качество вод снижается вследствие хозяйственно-бытового загрязнения, в связи с этим, ограничивается возможность использования подземных вод для целей питьевого водоснабжения

Глава 4.Физические свойства горных пород

Плотность осадочных пород зависит  от минерального скелета, пористости, обусловленной структурой и происхождением пород, плотности жидкости, заполняющей поры. Размер пор и форма их зависят от формы и размеров породообразующих частиц.

Плотность горной породы - масса единицы  объема абсолютно сухой горной породы, измеряется в кг/м3, г/см3. Так как плотность минерального скелета горных пород изменяется в узких пределах, то плотность горных пород обычно обратно пропорциональна их пористости.

Пористость горной породы - свойства породы, заключающиеся в наличие  в ней пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение объема всех пустот горной породы к ее общему объему, выраженное в процентах или долях единицы.

Различают:

пористость абсолютную - все пустоты  горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения;

пористость открытую (насыщенную) - совокупность сообщающихся между  собой пустот;

пористость эффективную - совокупность пустот горной породы, участвующих  в процессе фильтрации.

Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%. Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов.

По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы:

сверхкапиллярные - 2-0,5мм (движению жидкости и газа препятствуют лишь силы трения);

капиллярные - 0,5-0,0002мм (значительно  препятствуют также капиллярные  силы);

субкапиллярные - менее 0,0002мм (из-за действия капиллярных сил движения жидкости в природных условиях практически невозможно, поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глина, глинистые сланцы и др.) не относят к коллекторам).

Содержание в пустотах горных пород  нефти, газа, воды называется насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности - доля объема пустот в горной породе, заполненной  нефтью. Аналогично определяются коэффициенты газо-водонасыщенности.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Проницаемость является одним из важнейших коллекторских свойств. Проницаемость измеряется объемным расходом невзаимодействующей с породой жидкости определенной вязкости, протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярное заданному градиенту давления.

Удельное электрическое сопротивление  горных пород изменяется в очень  широких пределах и определяется минеральным составом, пористостью, минерализацией пластовых вод, соотношением воды и нефти в поровом пространстве. В зависимости от характера насыщения и глинистости коллекторов, удельное сопротивление песчаников изменяется от 1,5 до 60 Ом.м. Водоносные коллектора отмечаются сопротивлением от 1,5 до 6,4 Ом.м, продуктивные от 6 до 60 Ом.м. Для глинистых пород удельное электрическое сопротивление характеризуется низкими и сравнительно постоянными значениями 1-10 Ом.м.

Естественная радиоактивность  горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов. Максимальной радиоактивностью характеризуются глины 20-25 мкр/час, радиоактивность песчаников и алевролитов возрастает с увеличением глинистости 2-20 мкр/час.

Таблица . Физические свойства различных  пород.

 

Горная порода

Плотность г/см3

Пористость %

Рп Омм

Iу мкр/час

 

Глина

2.4

20

1-10

20-25

 

Аргиллит

2.4

16-20

5-12

12-14

 

Алевролит

2.3

20

5-20

10-20

 

Песок

2.1

30

5-20

2-10

 

Песчаник водоносный

1-1.02

8.3-20.2

1.5-6.4

2-10

 

Песчаник нефтеносный

1-2.2

8.3-20.2

6.0-60

2-10

 

Аргиллит битуминозный

2.45

16

50-60

30-70

 
           

4.1 Плотностные свойства

Плотность для залежей нефти определяется в основном плотностью пород-коллекторов, которая в свою очередь зависит от их пористости и в меньшей степени от минерального состава.

Нефть способствует уменьшению плотности  в объеме залежи по отношению к  водоносной части коллектора. В соответствии с этим величина эф является отрицательной.

Значение эф определяется двумя  факторами: различием плотностей нефти  н и законтурной воды в заполняющей  поры, а также степенью эпигенетических  преобразований коллектора. Считается, что для нефтяных месторождений эф часто находится в пределах 0.05-0.10 г/см3.

С глубиной изменение плотности  и пористости довольно неравномерно; наибольшие изменения характерны для  глубин 0-3км. Среди терригенных осадочных  пород песчаники всегда характеризуются  несколько меньшей плотностью по сравнению с глинистыми породами.

Это прослеживается как для молодых  отложений, так и для более  древних.

4.2 Электрические свойства

Удельное электрическое сопротивление  и поляризуемость.

Электрическое сопротивление залежей  нефти нефтеносных пластов может превосходить водоносных пластов в 100 раз и более.

Влияние термодинамических условий  залегания проявляется главным  образом через изменение электрических  свойств насыщающего флюида. В  общем случае увеличения всестороннего  давления ведет к возрастанию сопротивления, а увеличение температуры- к уменьшению его, т.к. повышается проводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов пород с глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует над давлением.

Для оценки общего эффекта залежи продуктивная толща рассматривается  как единый электрический горизонт. При таком подходе различие в  сопротивлениях нефтегазоносных и  водоносных участков составляет в среднем  до 2-3 раз, иногда до5. При малой мощности залежи (20-50) различие составляет не более 30-50%.

Месторождение нефти и газа характеризуется  повышенной поляризуемостью пород  как в области залежи так и  выше нее. Поляризуемость пород h в контуре  залежи может увеличиваться по сравнению  с законтурной частью до 5-7раз.

4.3 Радиоактивность

Радиоактивностью называется способность  неустойчевых атомных ядер самопроизвольно  превращаться в более устойчивые ядра других элементов, испуская, альфа-бета-гамма-лучи и элементарные частицы (электроны, нейтроны, протоны, позитроны и нуклоны).

Радиоактивность атомных ядер, находящихся  в естественных условиях, получила название естественной радиоактвности, а радиоактивный распад атомных  ядер при их бомбардировки элементарными  частицами-искусственной радиоактивности.

Естественная радиоактивность горных пород в основном обусловлена присутствием в них естественных радиоактивных элементов урана U и продукта его распада радия Ra, тория Th и радиоактивного изотопа калия K.

Из осадочных пород, типичных для  нефтяных и газовых месторождений, наиболее радиоактивны чистые глины, высокая интенсивность гамма-излучения которых фиксируется на диаграммах ГК. Менее радиоактивны песчаные и известковые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники, чистые пески и карбонатные породы.

Интенсивность искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов измеряют методами рассеянного гамма-излучения. В методах рассеянного гамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское рассеяние гамма-квантов породой.

Фотоэффект.

Гамма-квант при прохождении  через вещество может вступить во взаимодействие с электронами атомов этого вещества. Гамма-квант передает всю свою энергию и полностью  поглощается, а электрон выбрасывается за пределы атома. При фотоэффекте гамма-квант может выбить связанные электроны, энергия связи которых меньше энергии самого гамма-кванта. Такой процесс вырывания электрона из атома фотоном называется фотоэффектом, а вырываемые электроны-фотоэлектронами.

Комптоновский эффект.

Комптоновское взаимодействие (поглощение и рассеяние) характерно для гамма-квантов  всех энергий, свойственных гамма-излучению  естественных радиоактивных элементов, и для большей части природных  поглотителей является основным механизмом взаимодействия гамма-квантов с веществом.

Комптоновское взаимодействие происходит на электронах при энергиях гамма-квантов, значительно превышающих энергию  связи электронов на электронных  орбитах. При этом гамма-квант вступает во взаимодействие со свободным или слабосвязанным электроном и в результате неупругого соударения с электроном передает последнему часть своей энергии и импульса, а сам изменяет свое направление, приобретает энергию и отклоняется под углом к первоначальному направлению. С увеличением энергии гамма-квантов угол их отклонения от первоначального направления при комптоновском взаимодействии закономерно уменьшается.

Для исследования интенсивности тепловых нейтронов по разрезу скважины на заданном расстоянии от источника быстрых  нейтронов, которые в результате замедления породообразующими элементами превратились в тепловые - используют метод плотности тепловых нейтронов.

Регистрирующая интенсивность  тепловых нейтронов зависит от замедляющей  и поглощающей способности горной породы, т.е. от водородосодержания и наличия элементов с высоким сечение захвата тепловых нейтронов.

4.4 Нейтронные свойства

Пористость, глинистость, нефте-, водо-, газонасыщенность, химический состав твердой фазы пород, давление и температура  влияют на показания нейтронных методов через соответствующие нейтронные характеристики. Характеристиками пространственно-энергетического и временного распределения в г.п. надтепловых и тепловых нейтронов являются длина замедления нейтронов; время замедления нейтронов; дисперсия импульсов замедленных нейтронов; длина диффузии и длина миграции, время жизни и К диффузии тепловых нейтронов. Знание этих параметров небходимо для петрофизического обоснования способов применения нейтронных методов, оптимизации условий измерений, создания алгоритмов обработки результатов, установления связей интерпретационных параметро со свойствами изучаемых сред.

Информация о работе Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири