Комплекс геофизических работ в скважинах Ямбургского Газоконденсатного Месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Физико-географические условия района

2. Экономический очерк

3. Геологическое строение района работ

3.1 Геолого-геофизическая изученность

3.2 Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного разреза

3.3 Тектоника

3.4 Нефтегазоносность

4. Геофизические работы

4.1 Геологические задачи, решаемые геофизическими методами

4.2 Физико-геологические предпосылки применения геофизических методов

4.3 Комплекс геофизических исследований

4.4 Используемый комплекс ГИС для решения поставленных задач

5. Обоснование геофизических методов

6. Объём работ

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Проектом предусмотрено исследовать 3 новые эксплуатационные скважины на Ямбургском Газоконденсатном Месторождении. Скважины предназначены для увеличения добычи газа. Скважины должны вскрыть Сеноманскую залежь. Ориентировочная глубина скважин 1200 метров.

Целью проекта является проведение комплекса геофизических работ в скважинах Ямбургского Газоконденсатного Месторождения. Проект составлен на основе материалов собранных во время прохождения практики в производственном филиале “Севергазгеофизика”, ООО “Газпром геофизика”, ОАО “Газпром”.

Перед исследователями ставятся следующие задачи:

- литологическое расчленение разреза;

- оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пород;

- определение характера насыщения;

- выделение коллекторов и определение их эффективных мощностей;

- определение удельных электрических сопротивлений;

- количественная оценка параметров пластов - коэффициента открытой пористости, остаточной водонасыщенности, объемной глинистости, коэффициента проницаемости и коэффициента нефтегазонасыщения;

- разделение пластов по характеру насыщающего флюида: газ, нефть, вода;

- определение положения газожидкостных и водонефтяных контактов.

- определение искривления;

- установления их фактического диаметра;

- определение высоты подъема цемента и степени механического контакта цемента с колонной в заколонном пространстве;

- определение характера распределения и плотности цементной смеси в заколонном пространстве.

Ямбургское Газоконденсатное Месторождение находится в пределах Тазовского полуострова на территориях Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Нефтяная и газовая промышленность являются основной частью топливно-энергетического комплекса нашей страны. Суммарная доля нефти и газа в топливном балансе России составляет свыше 70%. Энергетическое направление в использовании нефти и газа до сих пор остается главным во всем мире. Потребность нашей страны в энергии на ѕ удовлетворяется за счет нефти и газа.

геологический тектоника геофизический стратиграфический

1. Физико-географические условия района

Ямбургское месторождение находится в пределах Тазовского полуострова на территориях Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рис.1).

Населенным пунктом является вахтовый п. Ямбург, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Ямбургского месторождения. Районный центр п. Тазовский расположен в 120-140 км к юго-востоку от Ямбургского месторождения. Расстояние от райцентра (по прямой) до Салехарда составляет 520 км, до Тюмени - 1300 км. Города Новый Уренгой и Надым находятся, соответственно, в 225 км южнее и в 285 км юго-западнее месторождения. Остальные населенные пункты расположены по берегам Обской (п.п. Ныда, Нумги) и Тазовской (п.п. Тазовский, Находка, Антипаюта) губ.

Доставка грузов на месторождение осуществляется по железной дороге Новый Уренгой - ст. Ямбург, а также по автомобильной дороге от г. Новый Уренгой до порта Ямбург. В период навигации основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой. В зимнее время перевозка груза и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также круглогодично вертолетами.

В орогидрографическом отношении площадь работ представляет собой слабо всхолмленную равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Гидрографическая сеть представлена реками Поелаваяха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу, а также многочисленными их притоками. Реки несудоходные, шириной до 100 м, скорость течения 0.5 - 1.0 м/сек. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Почва междуречий сильно заболочена. Этому способствует слой вечной мерзлоты толщиной 200-300 м и слабое сезонное оттаивание почвы (40-50 см). Для территории месторождения характерны большая заозеренность водораздельных пространствах и наличие старичных озер по долинам крупных рек. Максимальная глубина озер составляет 0.5-5.6 м.

Район работ расположен в тундровой зоне. Большая часть площади покрыта мхами и лишайниками. По берегам рек встречается кустарниковая растительность - полярные ивы и карликовые березы высотой до 1.5 м.

Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Самый холодный месяц года - январь, морозы достигают -50-58°С. Среднемесячная температура воздуха -27°С. Мощность снегового покрова в понижениях рельефа до 2.0 м, на водоразделах 0.6-0.8 м.

Наиболее теплый месяц в году - август. Температура в отдельные дни повышается до +27 - +30°С, а при вторжении арктических масс воздуха летом (июль-август) температура понижается до -5°С, -6°С. Среднегодовая температура составляет -8°, -10°С. Преобладающее направление ветров в холодный период - южное и юго-западное, в теплый - северо-восточное. Годовое количество осадков составляет 350-400 мм, основная их часть выпадает в весенне-осенний период.



2. Экономический очерк

Характеристика гидросети и источников питьевой и технической воды с указанием расстояния от них до объекта работ - Гидрографическая сеть сильно развита, представлена реками Пойловояха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу с их многочисленными притоками, озерами и ручьями. Озера термокарстового происхождения с заболоченными берегами. Максимальная глубина озер составляет 0,5-5,6м. Водоснабжение будет обеспечиваться за счет естественных водоисточников. В зимнее время необходимо предусмотреть бурение водяных скважин.

Населенные пункты и рас - стояния до них - г. Новый Уренгой и п. Ямбург находятся в 225 км южнее и 45 км западнее, соответственно. Остальные населенные пункты расположены по берегам Обской (п. Ныда, п. Нумги) и Тазовской (п. Тазовский, п. Находка, п. Анти- паюта) губ.

Состав населения - Ненцы, русские, украинцы и др.

Ведущие отрасли народного хозяйства - Газовая промышленность.

Наличие материально-технической базы - г. Новый Уренгой.

Действующие и строящиеся газо- и нефтепроводы - Транспортировка газа осуществляется по сис- теме магистральных газопроводов Ямбург -Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург - Уренгой.

Источники теплоснабжения и электроснабжения - котельная, электростанции, ЛЭП.

Виды связи - радиостанция, селекторная связь

Пути сообщения - Железная, автомобильная дороги, воздуш- ный, водный транспорт.

Условия перевозки вахт - Вертолетами.

Наличие аэродромов, железнодорожных станций, речных пристаней, морских портов, расстояние до них от мест базирования экспедиции и объектов работ - Доставка грузов на Ямбургское месторождение осуществляется по железной дороге г. Новый Уренгой - ст. Ямбург, а также по автомобильной дороге от г. Новый Уренгой до порта Ямбург. В период навигации грузы доставляются по Обской губе.

Наличие зимников, срок их действия - Транспортировка оборудования, материалов, грузов с места базирования до п. Ямбург будет осуществляться по автомобильной и железной дороге, до буровых - по насыпной дороге

Тип, протяженность, ширина подъездных дорог к площади от магистральных путей сообщения (при необходимости их сооружения) - Насыпная дорога. Протяженность 10 км, ширина -5м.

Речные пути и период навигации по ним - Обская губы. Период навигации по ней - с июня по сентябрь

Данные по другим полезным ископаемым района, а также по обеспеченности стройматериалом - Рассматриваемый район покрыт сплошным чехлом четвертичных отложений, которые могут быть использованы как источник минерального строительного сырья. На Тазовском полуострове открыты месторождения песков, песчано - гравийной смеси, глин кирпичных и керамзитовых, опаловых пород. В зонах эксплуатационного разбуривания изысканы карьеры песков и песчано-гравийной смеси, которые могут быть использованы при поисково-разведочном бурении (отсыпка подъездных путей, площадки под буровые).

3. Геологическое строение района работ

3.1 Геолого-геофизическая изученность

До 50-х годов ХХ века геолого-геофизические работы в пределах исследуемой территории носили мелкомасштабный характер и серьезных результатов для оценки перспектив нефтегазоносности не имели.

Широкое и планомерное изучение территории севера Западно-Сибирской низменности геологическими и геофизическими методами началось в 50-х годах. В 1949-1953 г.г. трестом "Сибнефтегеофизика" выполнена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000000, результаты которой были положены в основу районирования территории.

В 1952-1954 годах институтами ВСЕГЕИ и НИИГА на значительной территории севера Тюменской области проведена геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000000, по материалам которой выполнена стратификация четвертичных отложений, получены сведения о распространении многолетней мерзлоты.

В 1954-1955 годах проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000000, а позднее в 1958 - 1959 годах - масштаба 1:200000.

В 1959 году на территории села Тазовское пробурена колонковая скважина глубиной 538 м, в результате получены сведения о литологии четвертичных, третичных и меловых отложений, включая сеноман. В южной части Тазовского полуострова проведена геологическая съемка в масштабе 1:200000, и с учетом данных предыдущих исследований, составлена геологическая карта территории.

С 1959 по 1961 год в пределах Надымского, Пуровского и Тазовского районов партиями Ямало-Ненецкой экспедиции проведена региональная аэрогравиметрическая съемка масштаба 1:1000000. В результате этих работ выполнено геотектоническое районирование фундамента.

Первые площадные сейсморазведочные работы МОВ на территории севера Тюменской области стали проводиться с 1959 года, по результатам которых к юго-востоку от Тазовского полуострова выявлены и оконтурены Тазовская и Заполярная положительные структуры.

В 1961 году на Тазовской структуре с целью вскрытия всего разреза мезокайнозойской осадочной толщи, изучения стратиграфии, литологии, перспектив нефтегазоносности была заложена опорная скважина с проектной глубиной 4000 м. При глубине забоя 2644 м произошел мощный газоводяной выброс, повторившийся и при бурении второго ствола. Последующее бурение показало, что газовая залежь приурочена к верхней части сеноманских отложений. В связи с открытием Тазовского газового месторождения в июне 1963 г. была создана Тазовская нефтеразведочная экспедиция объединения Уренгойнефтегазгеология.

Ямбургская структура (первоначально названная Поерангским куполовидным поднятием) впервые выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963 г. (Смирнов В.Г. и др.) по качественной интерпретации аномалий гравитационного и магнитного полей. С 1965 по 1971 года на площади проведены детальные площадные сейсморазведочные работы МОВ СП10/65-68, 22/68-69, 22/69-70 и 22/70-71, по результатам которых Поерангское поднятие перешло в разряд выявленных структур и названо Ямбургским (СП 10/65-66) и подготовлено к глубокому бурению (1968 г). Первая поисковая скважина (№ 2), заложенная в при сводовой части структуры, стала первооткрывательницей сеноманского газоносного комплекса. По мере дальнейших ГРР изменялись представления о параметрах сеноманской залежи и, соответственно, проводилась переоценка запасов: в 1976, 1983 г.г.

Первая (№1) поисковая скважина на неокомские отложения была пробурена 1972 г. Бурением скважины выявлены залежи газоконденсата в трех пластах (БУ₃¹, БУ₄^1-3,БУ₈³).

Высокую перспективность меловых отложений подтвердила скв. 24, вместе с тем, её бурение показало сильную литологическую изменчивость пластов в купольной части структуры. Начались целенаправленные изучения нижнемеловых отложений глубоким бурением. Первоначально предполагалось, что залежи имеют простое строение и являются пластовыми сводовыми. Однако, по данным бурения скважины №102 (1974 г.), заложенной в 14 км к ЮЗ от скв.1, было установлено резкое погружение до 260 м пластов неокома на западном крыле.

Выявлена также значительная глинизация разреза, а при испытании пласта БУ₃¹ получен приток пластовой воды.

Негативные результаты значительно снизили темпы изучения неокомских отложений Ямбургской площади. С 1974 г. по 1978 г. на нижнемеловые пласты скважины не закладывались. В 1978 г. уточняется структурный план месторождения по материалом площадных работ МОВ ОГТ и возобновляются буровые работы на глубокие горизонты, объемы которых с каждым годом возрастала и достигла максимума к 1984 г.

Геофизические исследования в этот период выполнялись Тазовской геофизической экспедицией Ямало-Ненецкого геологического объединения по геофизическим работам. В начале 80-х г.г. территория месторождения и прилегающие площади были закрыты сейсморазведочными работами МОВ ОГТ 2D с кратностью суммирования 6-12 и с редкой сетью профилей, обеспечивающей кондиционность съемки в масштабе 1:100000 по структурному признаку. Работы выполнялись СП 34/78-79; 34/79-80; 34/82-83; 28/82-83. Кроме того, в те же годы на участке были отработаны региональные сейсмические профили.

К 1983-му г. в районе месторождения отработано 5385 пог. км, в т.ч. непосредственно на его площади 2632.5 пог. км. Густота ячеек сети сейсмических профилей изменяется от 1.2х2 км до 3.5х6.0 км. Наиболее густой сетью профилей закрыта центральная часть площади месторождения (свод поднятия).

На основе обобщения всей имеющейся на территории Ямбургского месторождения сейсморазведочной информации по МОВ ОГТ м-ба 1:100000 были изучены структурные поверхности отражающим горизонтам "Jв", "Jб", "Jа" (триас); "Т4" (нижняя юра); "Т2" (средняя юра); "Б" (верхняя юра); "В2-1", "В2", "В1-1" (неоком); "В1" (готерив-валанжин); "М", "М1" (апт); "Г" (сеноман) и построены сводные структурные карты на всю территорию Ямбургского месторождения (Муратов С.Г., 1983 г.).

На уровне верхнеюрского отражающего горизонта "Б" было выделено Ямбургское куполовидное поднятие, представляющее собой структуру II порядка, выполненную в виде полузамкнутой изометричной складки северо-восточного простирания, осложнённой пятью локальными поднятиями более высокого порядка (Ямбургское, Хасырейское, Мало-Ямбургское, Средне-Ямбургское, Анерьяхское).

Для обоснования структурных построений неокомских залежей в качестве геофизической основы использовались карты по двум отражающим горизонтам "В2-1" и "В1" как наиболее приближенным к продуктивным пластам. Эти построения были подтверждены бурением и использованы при подсчёте запасов Ямбургского месторождения в 1985 г. Установлено также, что большинство залежей литологически экранированы, а продуктивные пласты заглинизированы на значительной части месторождения.

Запасы газа и конденсата по данным бурения и испытания 51 разведочной скважине по состоянию на 01.07.1985 г. были утверждены ГКЗ, причем залежи газоконденсата были признаны подготовленными к опытно-промышленной эксплуатации [33].

В 1987 г. на отложения неокома Ямбургского месторождения началось эксплуатационное бурение.

В последующие годы по результатам разведочного и эксплуатационного бурения, а также сейсморазведочных работ (МОВ ОГТ 2D с кратностью суммирования 12,м-б 1:100000) уточнялись структурные поверхности отражающих горизонтов, осуществлялась их привязка к стратиграфическим горизонтам, определялось положение выделенных зон глинизации пород, имеющих исключительно сложное строение. Работы выполнялись СП 34/85, 34/86, 57/92 и др. ПГО «Ямалгеофизика» [30].

С середины 90-х гг АО «Ямалгеофизика» и «Башнефтегеофизика» по заказу ООО «Ямбурггаздобыча» проводятся детальные (масштаба 1:50000) сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D и 3D с кратностью суммирования 24, 30, 48, 60 и использованием взрывного и вибрационного источников сейсмических колебаний [28,29,42.43,44].

В результате их проведения выявлен ряд новых поисковых объектов структурно-литологического типа в ачимовской толще и в шельфовых отложениях неокома, детализирован структурный план Ямбургского и сопредельных поднятий, уточнены контуры сеноманской газовой залежи и строение отдельных неокомских залежей, проявляющихся в энергетических характеристиках сейсмического волнового поля.

Одновременно продолжается эксплуатационное бурение на месторождении, а также пробурен ряд глубоких разведочных скважин на восточном склоне Ямбургского поднятия которыми была установлена нефтеносность пласта Ю₂ средней юры и ачимовской толщи неокома.

3.2 Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного разреза

Геологический разрез Ямбургского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и породами палеозойского фундамента. Разрез осадочного чехла в контуре продуктивности неокомских шельфовых пластов вскрыт на максимальную глубину 4515 м (скв. 500).

В основу приводимой литолого-стратиграфической характеристики положены решения Межведомственного стратиграфического совещания, состоявшегося в г. Тюмени в 1990 г. и утвержденные Межведомственным стратиграфическим комитетом России в 1991 г. Ниже дано краткое описание, вскрытой части разреза (до кровельной части тюменской или малышевской свиты средняя юра, т.к. нижележащие горизонты на Ямбургском месторождении бурением не изучены).

Палеозойский фундамент. Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв. 7; Юбилейная, скв. 200; Комсомольская, скв. 198, 199 и др.). Фундамент в пределах Ямбургского месторождения не вскрыт. Гипотетически он может быть представлен кремнисто-глинистыми, песчаными метаморфизованными породами, известняками. К кровле фундамента приурочен отражающий горизонт А. Глубина залегания фундамента 7.0-10.0 км.

Триасовая система. Триасовая система в пределах Надым-Пурского междуречья представлена эффузивно-осадочным и осадочным комплексом пород и относится к тампейской серии. Эффузивно-осадочный комплекс представлен покровами базальтов с корой выветривания в нижней части, аргиллитами, алевролитами с отпечатками растений, туфогенными породами, содержание которых уменьшается вверх по разрезу (СГ-6). Комплекс развит в пределах Уренгойского прогиба.

Юрская система. Отложения юрской системы Надым-Пурского района подразделяются на береговую, ягельную, котухтинскую, тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты.

Меловая система. Отложения нижнего мела подразделяются на сортымскую, тангаловскую и покурскую (нижнюю часть) свиты. Сортымская свита (К₁ берриас-валанжин). Верхняя часть свиты вскрыта почти всеми разведочными скважинами и только в скв. 113, 180, 184, 441, 500 она вскрыта на полную толщину. Свита сложена преимущественно глинами темно-серыми, алевритистыми, слюдистыми, плотными, часто карбонатными, с прослоями и включениями сидерита и пирита. В основании свиты залегает ачимовская толща (скв. 500, инт. 3445-3616 м.), представленная чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. Общая толщина свиты 450-550 м. Отложения верхнего мела подразделяются на покурскую (сеноманская часть которой описана выше), кузнецовскую, березовскую, ганькинскую свиты.

Палеогеновая система. В палеогеновых отложениях выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская, люлинворская свиты.

Четвертичная система. Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60-145 м.

3.3 Тектоника

В тектоническом строении района принимают участие три структурно тектонических этажа: нижний - фундамент, промежуточный и верхний - платформенный чехол. Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке - с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге -с Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Общая длина мегавала 150 км, максимальная ширина - 65 км. В пределах мегавала с юга на север выявлены структуры III порядка: Северо-Анеръяхская, Лыбарская, Анеръяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и поднятие без названия. Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское поднятия осложняют Ямбургское куполовидное поднятие (рис.2).

Тектоническая схема мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Тазовского полуострова

Рис.2 Контуры структур: 1-надпорядковых (синеклиз, моноклиз); 2-I порядка-крупных (поясов, мегавалов, мегапрогибов, мегавыступов, моноклиналей, мегаседловин); 3 - I порядка - средних и малых (сводов, мегавалов, впадин, мегапрогибов, выступов, моноклиналей); 4 - II порядка крупных (валов, прогибов, малых впадин, котловин, малых выступов, малых моноклиналей, мезоседловин и др.); 5 - II порядка средних и малых (малых валов, малых прогибов, купольных поднятий, структурных мысов, седловин и др.); 6 --орогидрография; 7 - контур площади работ.

Список тектонических элементов к рис.2

В₁ - Надым-Тазовская синеклиза

В₁^Б - Медвежье-Ямбургский пояс мегавалов

В₂^А - Мессояхский пояс мегавалов

XV - Каменномысская мезоседловина

XXXV - Хадуттейская малая впадина

XL - Ямбургский крупный вал

XLI - Юрхаровско-Находкинская мезоседловина

XLII - Западно-Большехетский крупный прогиб

57 - Харвутинский малый вал

58 - Парусный малый вал

63 - Юрхаровский структурный мыс

64 - Лымберасейский малый прогиб

66 - Ямбургское КП

67 - Оликуминский малый вал

547 - Антипаютинский малый вал

697 - Без названия малая котловина

700 - Южно-Оликуминский малый прогиб

701 - Эдейский структурный нос

797 - Западно-Харвутинский малый прогиб

800 - Северо-Ямбургский структурный мыс

959 - Верхнехойпаетинский малый прогиб

1027 - Восточно-Каменномысский малый прогиб

1106 - Парусный малый вал

1107 - Без названия структурный мыс

- Без названия малая котловина

1199 - Без названия структурный мыс

1293 - Северо-Харвутинская седловина

3.4 Нефтегазоносность

Ямбургское месторождение расположено в пределах Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Возрастной диапазон нефтегазоносности мезозойского разрезе района достаточно широк, промышленные скопления углеводородов обнаружены в отложениях от сеноманских до среднеюрских.

В Надым-Пурской нефтегазоносной области выделяется четыре нефтегазоносных комплекса: нижне-среднеюрский, ачимовский, верхне-неокомский и сеноманский.

Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Отложения этого комплекса развиты на Тюменском Севере повсеместно, но в пределах Тазовского полуострова вскрыты единичными скважинами и изучены очень слабо. Практически на всех площадях, где глубокими скважинами вскрыты отложения комплекса, получены прямые признаки высокой перспективности нижне-среднеюрских отложений в отношении нефтегазоносности (на Семаковском месторождении в пределах юго-восточного крыла Адерпаютинского поднятия отложения вскрыты в двух скважинах (50 и 51), при испытании которых получены непромышленные притоки нефти и газоконденсата), а на ряде площадей открыты залежи углеводородов (Уренгойское, Береговое, Тазовское месторождения).

Ачимовский нефтегазоносный комплекс

Ачимовские отложения представлены переслаиванием пачек аргиллитов и алевролитов, среди которых выделяются песчано-алевритовые тела, достигающие по толщине первых десятков метров. Песчаные тела имеют обычно линзовидный характер и залегают в основании сортымской свиты.

Ачимовская толща представляет собой комплекс отложений, характеризующийся своеобразием закономерностей в развитии песчаных тел. Все линзы песчаников имеют субмеридианальное простирание и в плане нередко перекрывают друг друга. Закономерности пространственного распределения ачимовских ловушек и их генетическая природа до сих пор не выяснены.

Нефтегазоносность ачимовской толщи установлена на Уренгойском, Самбургском, Непонятном и др месторождениях.

Ачимовский нефтегазоносный комплекс наиболее изучен в пределах Уренгойского месторождения, где открыто 6 газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежей в пластах Ач₆, Ач₆⁰, Ач₅, Ач_3-4, Ач₂ и Ач₁.

По данным керна из скважин Уренгойского месторождения разрез ачимовской толщи представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники мелко- и среднезернистые, косослоистые, иногда массивные, сильно слюдистые (особенно на границе раздела слойков), крепкосцементированные с остатками растительного детрита. В ряде скважин отмечаются слабо- и среднесцементированные образцы. Иногда в подошвенной части встречаются гальки аргиллитов. Отмечаются линзочки, прожилки и прослои угля толщиной до 10 см. Коллекторские свойства в одних случаях улучшаются от кровли к подошве, в других - ухудшаются. Содержание кварца в песчаниках ачимовской толщи составляет 35-40% (в вышезалегающих коллекторах пластов группы - 20-25 %). Пористость 15-20 %, коэффициент проницаемости варьируется от 0,01 до 27 мД.

Верхненеокомский нефтегазоносный комплекс

Отложения верхненеокомского нефтегазоносного комплекса являются одним из основных резервуаров углеводородов в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

На Ямбургском месторождении в верхненеокомском комплексе содержится 15 газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей в пластах БУ₃¹ - БУ₉, абсолютные отметки залегания в своде составляют - 2600-3300м. Верхние залежи пластовые, сводовые (БУ₃, БУ₄^1-3), нижележащие пластовые, литологически экранированные. Отличительной чертой песчано-алевролитовых пластах верхнего неокома является достаточно сложный характер их развития по площади. Большинство их распространено в песчаной фации лишь в восточной части структуры, а на западе разрез представлен преимущественно глинистыми разностями. ГВК залежей, в основном, горизонтальны. Сопутствующие залежам нефтепроявления незначительны по дебитам, приурочены, как к приконтактным зонам, так и к сводовым и присводовым участкам. В нижней части верхненеокомского комплекса песчаные линзы вскрыты единичными скважинами и при их опробовании получены небольшие притоки нефти (скв.112, 124) или газоконденсата с водой (скв.112, 162, 440). Появление новых песчаных пластов происходит на юго-восточном и восточном погружениях (скв. 440, 157, 117). В проектных скважинах ожидается наличие в песчаной фации пласта БУ₁₂.

Сеноманский нефтегазоносный комплекс

Сеноманский нефтегазоносный комплекс является регионально продуктивным на всей территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В отложениях комплекса открыта уникальная залежь газа на Ямбургском месторождении.

Залежь газа в сеномане сосредоточена под регионально выдержанной глинистой покрышкой турон-датского возраста толщиной до 500 м. Связана с мощной толщей переслаивания песчано-алевролитовых и алеврито-глинистых пород с подчиненной ролью последних. Причем глинистые пласты не выдержаны по разрезу и характеризуются преимущественно линзовидным залеганием, что обуславливает гидродинамическую связь песчаных пластов внутри продуктивной толщи сеномана. Сеноманская залежь связана со структурной ловушкой, высота залежи около 200 м. По типу залежь массивная, плоскость газоводяного раздела близка к горизонтальной, имеет небольшой наклон в северном направлении и проводится на а.о. -1160 м (на юге) и -1173 м (на севере). Пластовое давление в залежи соответствует гидродинамическому на уровне ГВК.

Таким образом, на Ямбургском месторождении установлена нефтегазоносность сеноманского и верхненеокомского комплексов. Перспективными являются ачимовский, нижненеокомский и нижнесреднеюрский НГК.

Оценка перспективных ресурсов ачимовских и нижненеокомских отложений в районе проектируемых работ по категории С₃ составляет:

нефти - 4465 тыс.т

конденсата - 65197 тыс.т

газа - 299760 млн. м³.

4. Геофизические работы

4.1 Геологические задачи, решаемые геофизическими методами

На Ямбургском месторождении геофизические исследования в скважинах проводятся с целью решения следующих геологических задач:

- литологическое расчленение разрезов скважин;

- выделение коллекторов и определение их эффективных мощностей;

- определение удельных электрических сопротивлений горных пород;

- количественная оценка параметров пластов - коэффициента пористости, водонасыщенности, глинистости, коэффициента проницаемости и коэффициента нефтегазонасыщения;

- разделение пластов по характеру насыщающего флюида: газ, нефть, вода;

- определение положения газожидкостных и водонефтяных контактов.

Решаются задачи с целью изучения технического состояния скважин:

- определение искривления ствола скважины;

- установление фактического диаметра скважин;

- определение высоты подъема цемента и степени механического контакта цемента с колонной в заколонном пространстве.

4.2 Физико-геологические предпосылки применения геофизических методов

Геофизические исследования скважин позволяют расчленять разрезы осадочных пород на пласты с различными физическими свойствами, отличающимися по составу пород, по коллекторским свойствам, по нефтегазонасыщенности.

В основе электрического каротажа лежит различие пород, слагающих разрез, по значениям естественных потенциалов (ПС) и кажущегося удельного сопротивления (КС).

Радиоактивный каротаж (РК) основан на использовании радиоактивных процессах, происходящих в ядрах атомов элементов. В основе гамма каротажа (ГК) лежит различие пород по естественному гамма-излучению и его интенсивности.

Гамма-гамма каротаж (ГГК) и нейтронный каротаж (НК) основаны на изучении эффектов взаимодействия соответственно гамма-излучения и нейтронов с горной породой.

Акустический каротаж (АК) основан на различии упругих свойств горных пород пройденных скважиной.

Предпосылкой применения термокаротажа (Т) является различие тепловых свойств пород. Измерения диаметра скважины (кавернометрия (Кав)) при прочих условиях, зависит от литологического состава пород.

Сопротивление продуктивных коллекторов месторождения колеблется в интервалах от 1.0 до 15 Омм, в водоносных пределах от 3 до 14 Омм. Колебание сопротивления связано с пористостью горных пород - в первом случае идет уменьшение сопротивления, во втором - увеличение.

Естественная радиоактивность продуктивных коллекторов составляет 2-3 мкР/час, а водоносных коллекторов - 6-8 мкР/час, глин - 12-13 мкР/час.

4.3 Комплекс геофизических исследований

Проектом предусмотрен комплекс геофизических исследований в эксплуатационных скважинах согласованный с «правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах - 2001 г.»

Для выполнения полного комплекса работ, полевым партиям необходимо прибыть на каждую из скважин не менее 5 раз: 3 раза на общие и детальные исследования, 1 раз на цементометрию и 1 раз на ПВР. Общее расстояние от базы да скважин составляет 150 км, из них 100 км по асфальтированной дороге, и 50 км по песчаной отсыпке. Соответственно перед отправкой из базы проводятся подготовительные работы, так же по приезду на каждую скважину проводят монтажные работы.

Для решения поставленных геолого-геофизических задач в эксплуатационных скважинах Ямбургского месторождения будет применяется следующий комплекс ГИС. Комплекс включает методы каротажа выполненные по всему стволу скважины - стандартный каротаж, гамма каротаж (ГК), инклинометрия, термометрия, кавернометрия - профилиметрия; а также методы, выполняемые в продуктивных интервалах - боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), акустический каротаж (АК), гамма-гамма каротаж (ГГК), нейтронно-нейтронный каротаж (ННК), нейтронный гамма каротаж (НГК). Методы, входящие в комплекс представлены ниже.

Комплекс ГИС

Постоянная часть обязательных исследований	Общие исследования	ГТИ, ПС, КС, (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия,
	Детальные исследования (в продуктивных интервалах)	ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилемитерия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, наклонометрия
Изменяемая часть обязательных исследований	Дополнительные исследования
	При наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных)	ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК
	Для определения положения межфлюидных контактов и пластовых давлений в перспективных интервалах	ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ЯМК
	Для обеспечения моделирования залежей и при проведении сейсморазведки ЗD	ВСП, наклонометрия

Комплекс ГТИ

Решаемые задачи	Обязательные исследования и измерения	Дополнительные исследования и измерения
Геологические задачи - Оптимизация получения геолого-геофизической информации. - Литолого-стратиграфическое расчленение разреза. - Выделение пластов коллекторов. - Определение характера насыщения пластов-коллекторов. - Оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов-коллекторов. - Контроль процесса испытания и опробования объекта. - Выявление реперных горизонтов.	Исследование шлама, керна, бурового раствора: - макро- и микроскопия шлама; - фракционный анализ шлама; - определение карбонатности пород; - люминесцентный анализ шлама и бурового раствора; - оценка плотности пористости шлама; - определение объёмного суммарного газосодержания бурового раствора; - непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлечённого из бурового раствора; - периодическая термовакуумная дегазация проб раствора и шлама.	- Измерение окислительно-восстановительного потенциала. - Пиролиз горных пород. - Фотоколориметрия. - Определение вязкости и водоотдачи бурового раствора.
Решаемые задачи	Обязательные исследования и измерения	Дополнительные исследования и измерения
Технологические задачи - Раннее обнаружение газонефтепроявлений и поглощений при бурении и спуско-подъёмных операций. - Оптимизация процесса углубления скважины. - Распознавание и определение продолжительности технологических операций. - Выбор и поддержка рационального режима бурения с контролем обработки долот. - Оптимизация спуско-подъёмных операций. - Контроль гидродинамических давлений в скважине. - Определение и прогноз пластового и порового давления. - Контроль спуска и цементирования обсадной колонны. - Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени.	Измерение и определение технологических параметров: - глубина скважины и механическая скорость проходки; - вес на крюке и нагрузка на долото; - давление бурового раствора на стояки манифольда и в затрубье; - число ходов насоса; - расход или поток бурового раствора на выходе из скважины; - уровень и объём бурового раствора в ёмкостях; - скорость спуска и подъёма бурового инструмента; - плотность бурового раствора на входе и ан выходе из скважины; -скорость вращения ротора; - крутящий момент на роторе; - температура раствора на входе и на выходе из скважины;	- Удельное электрическое сопротивление раствора на входе и выходе. - Виброакустические характеристики, получаемые в процессе бурения.

4.4 Используемый комплекс ГИС для решения поставленных задач

Методика проведения ГИС отдельных методов, используемого комплекса и стоящие перед ним задачи рассмотрены ниже.

Электрический каротаж (ЭК).

Стандартный каротаж.

Стандартный каротаж проводится по всему стволу скважины с помощью аппаратуры К - 3N123 (Э - 1). Кривые ПС в комплексе с диаграммами других методов позволяют провести сопоставление разреза скважин, уточнить литологию пород, выделить коллектор и оценить глинистость и коллекторские свойства пород.

Боковое каротажное зондирование.

БКЗ проводится в интервале залегания продуктивных интервалах с использованием градиент-зондов: А0,4М0,1N; А1М0,1N; А0,2М0,5N; А4,0М0,5N; А8,0М0,1N. Дополнительно записывается кровельный-зонд N0,5М2,0А и потенциал-зонд N11,0М0,5А.

БКЗ скорость записи не более 2500 м/час. Основной масштаб записи 2,5 Ом·м. Полученные кривые используются для определения границ пластов и глубин их залегания, а так же для определения удельного сопротивления пород и характера насыщения коллекторов.

Микрокаротажное зондирование.

МКЗ проводится в интервале БКЗ, микроградиент-зондом А0,05М, регистрация осуществляется аппаратурой Э - 2, масштаб сопротивлений 2,5 Ом·м, скорость регистрации 1000 м/час. МКЗ выполняется с целью расчленение разреза и выделение коллекторов.

Боковой каротаж.

БК в продуктивной части разреза. Запись осуществляется аппаратурой Э - 2. Скорость записи 1000 м/ час. БК имеет приимущество перед БКЗ при выделении коллекторов.

Микробоковой каротаж.

Запись осуществляется аппаратурой Э - 2 с одновременной регистрацией кривой МБК и кривой микрокавернометрии. Цель замера МБК - определение сопротивления промывочной зоны, расчленение разреза с уточнением границ пластов. Масштаб записи 2,5 Ом·м. Микрокавернометрия используется для определения границ пластов по значительному сужению диаметра скважины по сравнению с обычным рычажным каверномером.

Индукционный каротаж.

Запись ведется при скорости регистрации 1000 м/час. По диаграммам ИК возможно более точное определение низкоомных коллекторов.

Радиоактивный каротаж.

Комплекс РК включает методы: изучения естественной радиоактивности - ГК, рассеянного гамма излучения - ГГК, нейтронные - НГК и ННК. При измерениях используется аппаратура ПК-3, РК-4, ДРСТ-3. ДИНА-К-РК-43М В качестве источника НГК применяется плутониево-берилиевый источник нейтронов, мощностью порядка 4,5 Кюри.

При детальных исследованиях (в интервалах БКЗ) диаграммы записываются со скоростью 200 м/час.

Все замеры РК выполнены эталонированной аппаратурой.

Акустический каротаж.

Для записи кривых акустического каротажа использовалась аппаратура АК - 4.

При проведении АК регистрируются временные кривые Т1, Т2, ?Т; амплитудные кривые А1, А2; коэффициент затухания А1/А2. Для интерпретации используется кривая интервального времени прихода упругой волны ?Т, которая записывается в масштабе 20 мкс/м. Из амплитудных кривых - кривая коэффициента затухания, которая записывается в масштабе 4 дБ/м. Скорость записи 700 м/час.

Кавернометрия и профилеметрия.

Диаметр скважины замеряется с помощью аппаратуры СКП-1. Цель замеров - расчет количества цемента, необходимого при цементаже затрубного пространства скважины; определение глинистой корки при выделении коллекторов и диаметра скважины при интерпретации геофизических материалов.

Кавернометрия проводится по всему стволу скважины в масштабе глубин 1:500. Скорость регистрации кривых - 1500 м/час.

Инклинометрия.

Для контроля искривления ствола скважины используется метод инклинометрии, который позволяет контролировать положение оси скважины по замерам угла отклонения оси от вертикали и азимут скважины, определяемым углом между направлением на магнитный север и проекцией оси скважины на горизонтальную плоскость, взятой в сторону увеличения ее глубины.

Для изучения угла наклона и азимута скважины применяется инклинометр типа КИТ 201.

Угол и азимут измеряется через каждые 20 м и дублировались контрольным замером.

Термометрия.

Исследования методом термометрии проводились термометрами типа ТР-7. Скорость записи кривых 1000 м/час. Целью метода является получение данных о температуре, на основании, которой определялось местоположение продуктивных пластов, газоводяного контакта.

Кумулятивная Перфорация

Для кумулятивной перфорации используются заряды фугасного действия. Сущность эффекта кумуляции в том, что при наличии в заряде выемки газообразные продукты детонации части заряда, активной части, двигаясь к оси заряда, концентрируются в мощный поток - кумулятивную струю. Заряды помещаются в перфоратор в специальном каркасе, который предназначен для центрации зарядов по оси перфоратора. Также проводится скважинное торпедирование. Оно используется для обрыва НКТ, буровых труб, кабелей и вскрытия продуктивного пласта.

Так же в состав ГИС входят и другие виды работ: Определения дебита скважины, технического состояния колонны, профиля притока или профиля приемистости, гидродинамических параметров пластов. При этом используют термометрию; расходометрию; барометрию; СТИ; ЛМ - локатор муфт; акустическую шумометрию; электромагнитную дефектоскопию и толщинометрию; СНГК - спектрометрический нейтронный гамма-каротаж; ИННК-импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, гидродинамические исследования скважин (регистрация кривых восстановления уровней и восстановления давления - КВУ - КВД, гидропрослушивание) и некоторые другие виды и методы каротажей.

Работы проводятся с применением лубрикаторов.

Лубрикаторы:

? УЛГ 65/350 - применяется при давлениях до 350 атмосфер.

? УЛГ 65/700 - применяется при давлениях до 700 атмосфер

5. Обоснование геофизических методов

Предполагается исследование трёх скважин глубиной порядка 1225 метров. Во всех трёх скважинах будет проводится комплекс геофизических исследований с целью решения поставленных задач.

Первостепенное значение в общем, комплексе исследований будет иметь стандартный каротаж, основанный на изучении удельных сопротивлений пройденных пород (КС) и потенциалов собственного электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины.

Для определения истинного удельного сопротивления пластов и оценки глубины проникновения в них фильтрата бурового раствора будет применятся боковое каротажное зондирование (БКЗ).

Микрокаротажное зондирование (МКЗ) и боковой каротаж (БК) помогут выделить в разрезе скважины очень тонкие слои пород и позволят оценить их сопротивление.

Индукционный каротаж (ИК) будет проводится в скважинах необсаженных колонной, при наличии пластов с низким и средним сопротивлением.

По диаграммам электрических методов предполагается решение таких задач:

- корреляция разрезов скважин;

- выделение коллекторов и их насыщение;

- определение зон проникновения в пласт фильтрата бурового раствора;

- определение удельного электрического сопротивления пластов и зоны проникновения;

- выделение коллекторов;

- определение коэффициента нефтенасыщенности;

- сопоставление разрезов скважин;

С помощью радиоактивных методов (ГК, ННК, ГГК) будет изучена естественная и вызванная радиоактивность горны пород, что позволит решать следующие задачи:

- литологическое расчленение разреза;

- оценка глинистости пород;

- выделение пластов коллекторов;

- определение коэффициента пористости;

- определение положения ГНК и ВНК.

Для оценки качества затрубного цемента, его связи с колонной и породой, для выделения зон в разрезе интенсивного развития трещин и для оценки пористости пород предполагается использования акустического каротажа.

Так как в процессе бурения будет необходим периодический контроль за расположением оси скважины в пространстве будет использован метод - инклинометрия.

Кавернометрия и профилеметрия позволят определить диаметр скважины и размер поперечного сечения

6. Объём работ

Вид исследования	Интервал исследования	Единицы измерения	Общий объём работ по трём скважинам
Подготовительные работы
Подготовка на базе	1	Шт	15
Подготовка на скв.	1	Шт	15
Дорога
Асфальт	100	Км	3000
Песчаная отсыпка	50	Км	1500
	4500
Общие исследования
ГТИ, ПС, КС, БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, Профилеметрия, Инклинометрия, Резистивиметрия, Термометрия	0-1225	М	3675
Детальные исследования
ПС, БКЗ, БК, ИК, МК, БМК, Профилемитрия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, Наклонометрия	975-1225	М	750
Прострелочно-взрывные работы
Перфорация	12	М	36
Заряды	120	Шт	360

Заключение

В ходе курсового проектирования был составлен проект комплекса геофизический исследований и работ в трех эксплуатационных скважинах на Ямбургском газоконденсатном месторождении, расположенном в Ямало-Ненецком автономном округе.

Список используемой литературы

1. Дахнов В. Н. “Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород” М: Недра, 2014 г. - 299 с.

2. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г. С., Моисеев В. Н. “Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений”. М: Недра, 1986 г. - 217 с.

3. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., АфрикянмА.Н. “Геофизические исследования скважин”. Москва: Нефть и газ, 2014г.

4. Горбачев Ю.И.“Геофизические исследования скважин”. М: Недра 2010г.

5. Латышева М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М., «Недра», 2011.

6. Справочник интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин под редакцией Добрынина В.М.. М., «Недра», 2009.

7. Латышева М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М., «Недра», 2011.

Размещено на Allbest.ru