
Тип работы:	Предмет:	Язык работы:

Оценка параметров коллекторов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения по данным комплекса методов каротажа

Работа №	127551
Тип работы	Дипломные работы, ВКР
Предмет	газовые сети и установки
Объем работы	101
Год сдачи	2022
Стоимость	4340 руб.
ПУБЛИКУЕТСЯ ВПЕРВЫЕ
Просмотрено	59

Не подходит работа?

Узнай цену на написание

Содержание

СПИСОК ПРИНЯТЫХ ТЕРМИНОВ И СОКРАЩЕНИЙ 5
ВВЕДЕНИЕ 6
1. ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УРЕНГОЙСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ 7
1.1 Общие сведения о районе работ 7
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика 10
1.3 Нефтегазоносность Уренгойского месторождения 20
1.4 Комплексы ГИС, применяемые на Уренгойском месторождении 23
2. МЕТОДЫ КАРОТАЖА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА УРЕНГОЙСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ 25
2.1 Электрические методы каротажа 25
2.1.1 Каротаж сопротивлений (КС) 25
2.1.2 Боковой каротаж (БК) 27
2.1.3 Микрокаротаж (МК) 28
2.1.4 Боковое каротажное зондирование (БКЗ) 30
2.1.5 Резистивиметрия 31
2.1.6 Каротаж самопроизвольной поляризации (ПС) 31
2.2 Индукционный каротаж (ИК) 33
2.3 Акустический каротаж (АК) 34
2.4 Ядерно-геофизические методы каротажа 38
2.4.1 Гамма-каротаж (ГК) 38
2.4.2 Плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П) 44
2.4.3 Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) ... 48
2.4.4 Нейтронный гамма-каротаж (НГК) 49
2.5 Кавернометрия (КВ) 50
3. МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ
КОМПЛЕКСА КАРОТАЖА 53
3.1 Методики выделения коллекторов 53
3.1.1 Качественные признаки 53
3.1.2 Количественные признаки 53
3.2 Методики определения пористости 56
3.2.1 Определение пористости по методу ПС 56
3.2.2 Определение пористости по методу АК 57
3.2.3 Определение пористости по методу ГГК-П 58
3.2.4 Определение пористости по методу ННК-Т 59
3.3 Методики определения проницаемости 62
3.4 Методики определения глинистости 64
3.5 Методика определения нефтегазонасыщения 67
4. ПРОГРАММА ОБРАБОТКИ ДАННЫХ КАРОТАЖА 69
5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ КОЛЛЕКТОРОВ
УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 71
5.1 Выделение коллекторов 72
5.2 Результаты определения пористости 73
5.3 Результаты определения проницаемости 83
5.4 Результаты определения глинистости 87
5.5 Результаты определения нефтегазонасыщения 88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 94
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 95
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 98
Планшет по скв.1 98
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 99
Планшет по скв.2 99
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 100
Планшет по скв.3

Введение

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение находится в северной части Западно-Сибирской низменности. В административном отношении территория Уренгойского месторождения входит в состав Надымского района (районный центр г. Надым) Ямало¬Ненецкого автономного округа Тюменской области.
В разрезе Уренгойского месторождения выделяют четыре этажа нефтегазоностности: юрский, ачимовский, неокомский, сеноманский, представленные нефтегазоконденсатными залежами. Коллекторы месторождения представлены терригенными комплексами пород
В настоящей работе рассматривается один из четырех нефтеносных комплексов Уренгойского месторождения - неокомский. Нефтеносность неокомского комплекса связана с нефтяными оторочками - особым типом запасов, представляющий собой тонкую прослойку нефти под значительно превосходящей ее по объему газоконденсатной залежью.
В данной работе рассмотрены геологические особенности месторождения, физические основы методов каротажа (геофизических исследований скважин - ГИС), использованных при изучении коллекторов Уренгойского месторождения, и интерпретация данных в программе обработки Techlog.
Актуальность данной работы связана с тем, что скважины на месторождениях углеводородов обычно бурят без керна, и информацию о разрезе и свойствах коллекторов получают из данных каротажа.
Цель работы: изучение методик оценки параметров коллекторов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения по данным комплекса методов каротажа.
Задачи:
-ознакомиться с физико-геологическими особенностями Уренгойского нефтегазогондексатного месторождения
-рассмотреть основы методов каротажа, используемых для определения параметров коллекторов на месторождении
-рассмотреть методики определения параметров коллекторов
-выполнить обработку данных каротажа с использованием материалов лабораторной петрофизики и проанализировать полученные результаты.
Работа подготовлена при поддержке Ресурсного центра «Геомодель» Научного парка СПбГУ.

Возникли сложности?

Нужна помощь преподавателя?

Помощь студентам в написании работ!

ДИПЛОМНЫЕ МАГИСТЕРСКИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Курсовые Статьи Диплом Рязань

Заключение

В выпускной квалификационной работе на базе литературных источников и фондовых данных проведен анализ геологического строения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения и продуктивных терригенных коллекторов неокомского возраста.
Рассмотрены физические основы электрических, ядерно-геофизических и акустического методов каротажа и кавернометрия. Изучены методики определения параметров коллекторов по ГИС.
Обработка и интерпретация данных выполнялась с использованием программы Techlog. С использованием данных лабораторных измерений и данных каротажа по трем скважинам проведено изучение ФЕС коллекторов Уренгойского месторождения.
В настоящей работе пористость получена по данным каротажа ГГК-П, АК, ПС, ННК- Т, комплекса методов АК и ПС. Наиболее точно пористость определяется по данным метода ГГК-П и комплексу методов АК и ПС (получены наиболее близкие значения пористости к результатам измерений по керну). Пористость для коллекторов Уренгойского месторождения пластам БУ8 (BU8), БУ9 (BU9), БУ10 (BU10), БУ 11 (BU11), БУ12 (BU12) равна 15,13%, 15,73%, 14.33%, 14,20% и 12,35%
Различия в пористости по разным методам во многом связана с разной зависимостью различных методов каротажа от глинистости, рассеянной и слоистой, во многом контролирующей разрез Уренгойского месторождения. Коллекторы представлены песчаниками с глинистым цементом с глинистость 13,0%, 24,87%, 22,10%, 35,4% и 35,1% для коллекторов БУ8 (BU8), БУ9 (BU9), БУ10 (BU10), БУ 11 (BU11), БУ12 (BU12) соответственно
Проницаемость определена по корреляционным связям типа керн-керн для каждой скважины, с учетом тех данных о пористости, демонстрирующих наилучшую сходимость с лабораторными исследованиями. Результаты проницаемости: БУз (BU8) - 41,33 мД, БУ9 (BU9) - 24,07 мД, БУ10 (BU10) - 13,08 мД, БУ 11 (BU11) - 8.83 мД, БУ12 (BU12) - 8,0 мД.
Коэффициент нефтегазонасыщения рассчитывается, как 1-Кв, где Кв- коэффициент водонасыщения, который вычисляется по формуле Арчи-Дахнова и по формулам из методических указаний, учитывающий параметр насыщения. За удельное электрическое сопротивление пластовой воды принято значение лабораторных исследований 0,36 Омм, удельное сопротивление пласта взято по данным БК, по скважине 1 выбрана пористость, полученная по методу ГГК-П, для скважин 2 и 3 - по методу АК в комбинации с ПС, как наиболее сопоставимые с керном. Итоговые значения нефтегазонасыщения: БУ8 (BU8) - 36,8%, БУ9 (BU9) - 36,57%, БУ10 (BU10) - 35,30%, БУ 11 (BU11) - 31,83%, БУ12 (BU12) - 22,45%.

Литература

1. Аплонов С.В., Титов К.В. Геофизика для геологов: Учеб. для вузов. СПб.: Изд-во С.-Петерб. ун-та, 2010. - с. 248;
2. Астафьева А.Д., Горбунова С. А. Типы терригенных пород - коллекторов пласта БУ 10-11 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения//2-ая Всероссийская Школа студентов, аспирантов и молодых ученых по литологии. Екатеринбург,
2016. - с. 84-87;
3. Бородкин В.Н, Курчиков А.Р Материалы к уточнению стратиграфической схемы берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири с учетом клиноформного строения разреза//Геология и геофизика им. А.А. Трофимука СО РАН. Тюмень, 2010, т.51, №12. - с. 1631-1639;
4. Григорьев Н.А. Распределение химических элементов в верхней части континентальной коры. Уральское отделение РАН, Екатеринбург, 2009. - 383 с.;
5. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982. - 448 с.;
6. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов. М., 2004. - 400 с.;
7. Еремеев В.В. Формирование нефтегазоносного потенциала мезозойкий осадочных бассейнов Сибири и Атлантики. Геологический институт РАН, 2012. - с.27-33;
8. Знаменский В.В., Жданов М.С., Петров Л.П. Геофизические методы разведки и исследования скважин. М.: Недра, 1981. - 320 с.;
9. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебное пособие для вузов. М., 1987. - 375 с.;
10. Колдырев Ю.Ю. Литолого-петрофизическая модель «Месторождения-С» и её влияние на процесс разработки: Реферат. - 19 с.;
11. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. М., 1973, 367 с.
12. Конторович А.Э., Андрусевич В.Е. Некоторые особенности геохимии углеводородов - биомаркеров в нефтях и нефтематеринских породах Западной Сибири // Результаты работ по Межведомственной региональной научной программе «Поиск» за 1992-1993 годы, ч. 2. Новосибирск, 1995. - с. 60-66;
13. Конторович В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтеносность Западной Сибири// Геология и геофизика СО РАН. Новосибирск, 2009, т. 50, № 4. - с. 461-474;
14. Кунин Н.Я., Иогансон Л.И. Геофизическая характеристика и строение земной коры Западной Сибири. М.: ИФЗ АН СССР, 1984. - 220 с.;
15. Кунин Н.Я., Сафонов B.C., Луценко Б.Н. Основы стратегии поисков месторождений нефти и газа (на примере Западной Сибири). Ч. I. - М.: ОИФЗ РАН, 1995. - 132 с.;
16. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 327 с.;
17. Мараев И.А. Комплексная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие. М., 2013. - 95 с.;
18. Мейер В.А. Геофизические исследования скважин. Л., 1980. - 464 с.;
19. Мельников А.В. Перспективы нефтегазоносности неокомского и ачимовского НГК на территории Уренгойского региона и проведение поисково-оценочных работ. ТюмГНГУ. Тюмень, 2011. - с.157-161;
20. Нестеров И. И. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. М.: Недра, 1971. - 462 с.;
21. Нургалиев Д.К., Косарев В.Е., Косарева Л.Р., Насыртдинов Б.М. Стандарт хранения данных каротажа LAS (версии 1.2 и 2.0). Учебное пособие. Казань: Казан. ун-т, 2012. - 23 с.;
22. Сараев А.К. Каротаж при изучении нефтегазоносных коллекторов Учебное пособие. СПб: Изд-во С.-Петерб. ун-та, 2021. - 188 с.;
23. Скважинная ядерная геофизика. Справочник геофизика. М., Недра, 1978. - 247 с.;
24. Сковородников И.Г. Геофизические исследования скважин: Курс лекций. Екатеринбург, УГГГА, 2008. - 456 с.;
25. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. Л.: ГОНТИ, 1958. - 572 с.
26. Тихонова А.А. Особенности геолого-промысловых характеристик ачимовских отложений Уренгойского НГК месторождения и их влияние на выбор схемы разработки. ВКР. СПб.: С.-Петерб. ун-та, 2019. - 71 с.;
27. Хмелевской В.К., Костицын В.И. Основы геофизических методов: Учебник для вузов. Пермь: Перм. ун-т, 2010. - 400 с.;
28. Чепурной Я.Г Применение альтернативных методик анализа геолого-геофизических для интерпретации сложнопостроенных коллекторов Кечимовского нефтяного месторождения (Западная Сибирь): Магистерская диссертация. Томск,
2017. - 103 с.
Фондовые материалы:
29. ООО «ЦНИП ГИС». Пересчет запасов газа, конденсата и нефти залежей неокомских отложений и пластов I-го объекта разработки Уренгойского месторождения по состоянию изученности на 01.01.09 г. Геологический отчет по договору № 276/05, гл.4;
30. ПАО «НК «Роснефть». Положение Компании «Создание и экспертиза петрофизических моделей и методики интерпретации ГИС нефтяных и нефтегазовых месторождений» № П1-01 СЦ-007 версия 1.00, утвержденное приказом от 06.02.2008г. № 46.;
31. ПХГ РАО «Газпром». Типовые и обязательные комплексы ГИС" (РД-51-1-93), 1993
32. Региональные стратиграфические схемы триасовых и юрских отложений Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМС, 2004. - 111 с;
33. «Главтюменьгеология». Рекомендации по проектированию и проведению каротажных работ в скважинах поискового и разведочного бурения, 1989;
34. «Главтюменьгеология». Временные методические указания по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения, 1989.
Интернет-ресурсы:
35. https://geonedra.ru/2020/urengojskij/- сайт «Геонедра»// Уренгойский участок СЛХ 2080
36. «Techlog Online Help 2015.3» - центр помощи Techlog