ВВЕДЕНИЕ 4
1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 5
1.1 География 5
1.2 Общее геологическое положение 7
1.3 Стратиграфия 10
1.4 История геологического развития 15
1.5 Нефтегазоносность 18
1.6 Понятие цифрового керна и его применение для современных
геологоразведочных работ на нефть и газ 21
1.7 Электронная микроскопия и рентгеноспектральный микроанализ 24
2. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 27
2.1 Материалы и методы исследования 27
2.2 Применяемые классификации пор 29
2.3 Результаты исследований 32
2.4 Обсуждение результатов 56
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 57
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 58
Технология «цифровой керн» - это цифровое представление данных о горной породе (текстурно-структурных особенностях, минеральном и химическом составе, а также характеристиках флюидов), и в настоящее время модели цифрового керна активно используются в нефтегазовом деле для решения целого спектра прикладных задач от геологического моделирования до разработки месторождений углеводородов. Начальным этапом для создания геологической модели является компьютерная томография.
Объектом исследования в данной работе явились породы рифея Байкитской антеклизы, которые представляют интерес по двум причинам. Во-первых, материал позволяет на практике посмотреть геологические и литологические особенности пород месторождения, которое находится в разработке. Во-вторых, различный минералогический состав и текстурно-структурные особенности позволяют оценить в полном объеме возможности микротомографических исследований. Целью настоящего исследования было создание цифровых моделей керна образцов карбонатных и терригенных рифейских отложений Байкитской антеклизы и характеристика порового пространства данных пород. Решались следующие задачи:
• ознакомление с геологическим строением Куюмбинского нефтегазового месторождения
• ознакомление с методикой микротомографических исследований, пробоподготовки, специализированным программным обеспечением, возможностями интерпретации данных;
• составление петрографических описаний пород;
• проведение и интерпретация микротомографических исследований;
• построение 3D моделей порового пространства горных пород;
• интерпретация данных микротомографических исследований с учетом данных по петрографии пород.
Работа подготовлена при поддержке Ресурсных центров «Рентгенодифракционных методов исследования» и «Микроскопии и микроанализа» Научного парка СПбГУ.
В выпускной квалификационной работе на базе литературных источников и фондовых данных проведен анализ геологического строения Куюмбинского нефтегазового месторождения.
Изучены образцы пород копчерской, куюмбинской, долготинской и зелендуконской толщ с помощью петрографических исследований и рентгеновской микротомографии.
В настоящей работе пористость получена по результатам 2D и 3D микротомографических исследований. С помощью визуализации были сделаны выводы о типах пор и их геометрии.
По результатам исследований было выделено 3 литотипа: каверновые доломиты, плотные доломиты, песчаники. Лучшими коллекторами были определены каверновые доломиты, за счет наличия мезопор (каверн), фильтрационные свойства которых будут выше, чем у микропор плотных доломитов или песчаников. Основные выделенные типы пор это: кавер- новый и канальный типы. Так, наилучшими объектами для исследования микротомогрфической съемкой также являются каверновые доломиты. Исследования этих пород значительно более информативны, за счет наличия крупных пор, каверн, трещин, которые можно классифицировать, и определить размеры и распределение в скелете породы.
Анализ опыта применения рентгеновской томографии керна показывает широкие возможности использования метода для решения фундаментальных и прикладных задач в нефтегазовой отрасли. Метод является перспективным для оценки структуры минерального скелета и пустотного пространства горных пород, контроля емкостно-фильтрационных характеристик коллекторов. Рентгенотомографические исследования могут использоваться для контроля стандартных петрофизических исследований керна, позволяя, кроме общего объема пустотного пространства породы, детально оценивать неоднородность его структуры.
