Тема: Определение параметров коллекторов Кулгинского нефтегазоконденсатного месторождения по данным комплекса методов каротажа

Освоение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции - одной из крупнейших по запасам в России, в состав которой входит Кулгинское месторождение, началось в 1950-60¬ые годы. За прошедшие годы в данной нефтегазоносной провинции было открыто более 500 месторождений нефти, газа и газоконденсата. В ходе поиска и разведки месторождений важнейшее место занимало применение различных наземных и скважинных геофизических методов.
Так как бурение с отбором керна является дорогостоящим, его не всегда применяют, поэтому важнейшей и неотъемлемой частью работ является применение различных методов каротажа для решения геологических и технических задач, таких как: литологическое расчленение разреза, изучение физических свойств пород, поиск и выделение перспективных и продуктивных горизонтов, определение параметров коллекторов, подсчет запасов и др.
На территории Кулгинского месторождения основные скопления углеводородов связаны с отложениями тюменской и васюганской свит юрского периода, сложенными терригенным материалом с прослоями углей.
Цель работы: изучить возможности и особенности применения комплекса методов каротажа при определении параметров продуктивных коллекторов Кулгинского месторождения.
Задачи работы:
• Изучить физико-геологические особенности Кулгинского месторождения.
• Рассмотреть методы каротажа, применяемые на изучаемой территории.
• Изучить методики определения параметров коллекторов на основе данных каротажа и данных, полученных в результате лабораторных исследований керна.
• Изучить программу обработки данных каротажа Techlog
• Провести интерпретацию данных каротажа для выделения коллекторов и определения их параметров
Выпускная квалификационная работа подготовлена при поддержке Ресурсного центра «Геомодель» Научного парка СПбГУ.

Купить

Изучены возможности и особенности применения комплекса методов каротажа для определения параметров продуктивных коллекторов Кулгинского месторождении Томской области. Рассмотрено геологическое строение месторождения, литолого-стратиграфические особенности продуктивных горизонтов, а также нефтегазоность месторождения.
Рассмотрены методы каротажа, применявшиеся при разведке месторождения: КС, БК, БКЗ, микрозонды КС, ПС, ИК, ВИКИЗ, ГК, ГГК-П, НК, АК и кавернометрия и методики литологического расчленения разрезов, определения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. Приведены петрофизические зависимости, которые были получены при лабораторном анализе керна Кулгинского месторождения.
С использованием данных каротажа выделены интервалы продуктивных коллекторов, а также оценены их параметры. В скважине 1 среднее значение коэффициента пористости Кп определялось по методам АК, ПС и НК и для пласта Ю1-1 составило 12,36 %, для Ю1-2 - 11,92 %, для Ю4 - 13,32 %, для Ю5 - 12,31%, для Юб - 14,37%. В скважине 2 среднее значение коэффициента пористости определялось по методам ПС, НК и ГГК-П и для пласта Ю1-2 составило 12,10 %, для Ю4 - 14,65 %, для Ю5 - 12,б7 %, для Юб - 14,57%. Данные по керну имелись только по скважине 2, так что судить о сходимости полученных результатов можно только по ней. В данной скважине наилучшую сходимость показали результаты по методу ПС.
Проницаемость определялась на основе петрофизической зависимости с Кп. В скважине 1 среднее значение проницаемости для пласта Ю1-1 составило 1,44 мД, для Ю1-2 - 0,63 мД, для Ю4 - 1,61 мД, для Ю5 - 1,04 мД, для Юб - 3,61 мД. В скважине 2 для пласта Ю1-2 составило 1,29 мД, для Ю4 - 11,64 мД, для Ю5 - 1,55 мД, для Юб - 5,30 мД. Данные по керну имелись только по скважине 2, так что судить о сходимости полученных результатов можно только по ней. В данной скважине наилучшую сходимость показали результаты по методу ПС.
Нефтенасыщенность определялось по данным метода ВИКИЗ на основе петрофизических зависимостей и уравнения Арчи-Дахнова. В скважине 1 среднее значение коэффициента нефтегазонасыщенности для пласта Ю1-1 составило 0,78 у.е. (этот пласт в ходе интерпретации был принят газонасыщенным), для Ю1-2 - 0,4б у.е., для Ю4 - 0,4б у.е., для Ю5 - 0,58 у.е. В пласте Ю5 часть коллекторов оказалась водонасыщенной, а в пласте Юб все коллектора водонасыщенные. В скважине 2 для пласта Ю1-2 составило 0,39 у.е, для Ю4 - 0,51 у.е. В пласте Ю4 характер насыщения в части коллекторов был принят как нефть + вода, а в другой части коллекторов как водонасыщенные. Пласты Ю5 и Юб полностью насыщены водой.
Автор выражает искреннюю благодарность Сараеву Александру Карповичу за руководство и помощь в написании и редактировании текста работы, Гомонову Антону Андреевичу за консультации в технических вопросах по ПО Techlog, а также ООО «Г азпромнефть НТЦ» в лице Лушпеева Владимира Александровича за предоставленные для написания работы данные.

Купить