Аннотация 4
Список сокращений 5
Введение 6
1. Геологическое строение месторождения 8
1.1. Общая характеристика района работ 8
1.2. Стратиграфия 9
1.3. Тектоника 12
1.4. Характеристика коллекторов Усть-Тегусского месторождения 14
1.5. Нефтеносность Усть-Тегусского месторождения 17
2. Комплекс методов каротажа, применяемых на Усть-Тегусском
месторождении 20
2.1. Стандартный электрический каротаж 20
2.1.1. Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации 20
2.1.2. Каротаж сопротивлений 20
2.2. Боковой каротаж (БК) 23
2.3. Боковое каротажное зондирование (БКЗ) 25
2.4. Микрозондирование 26
2.5. Индукционный каротаж 27
2.6. Радиоактивный каротаж 28
2.6.1. Гамма-каротаж 28
2.6.2. Интерпретация гамма-каротажа 28
2.6.3. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам 29
2.6.4. Нейтронный гамма-каротаж 31
2.6.5. Плотностной гамма-гамма каротаж 32
2.6.6. Селективный гамма-гамма каротаж 33
2.7. Акустический каротаж 34
2.8. Кавернометрия 35
3. Методики изучения разрезов скважин, выделения и оценки параметров коллекторов 37
3.1. Литологическое расчленение разрезов скважин 37
3.2. Выделение коллекторов и оценка характера их насыщения 38
3.2.1. Качественные критерии 38
3.2.2. Количественные критерия 39
3.3. Определение эффективной мощности продуктивных коллекторов. Отбивка
водонефтяного контакта 41
3.4. Определение глинистости по данными ГК 42
3.5. Определение пористости 44
3.5.1. Определение пористости по данным АК 44
3.5.2. Определение пористости по данным ГГК-П 47
3.5.3. Определение пористости по ПС 48
3.5.4. Определение пористости по данным ННК-Т и НГК 50
3.6. Определение коэффициента проницаемости 50
3.7. Определение коэффициента нефтенасыщенности 55
4. Результаты применения комплекса каротажа на Усть-Тегусском месторождении 57
4.1. Результаты применения комплекса каротажа по скважине №4 57
4.2. Результаты применения комплекса каротажа по скважине №7 61
Заключение 65
Список литературы 66
Приложение 1. Планшет для скважины №4 68
Приложение 2. Планшет для скважины №7
На этапе оценивания перспективности месторождения нам требуется определить много факторов для того, чтобы сказать о его рентабельности. Одним из важных факторов являются ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства) коллектора. Для их определения используют результаты интерпретации данных каротажа, а также изучения керна в лаборатории.
Одними из важных параметров коллекторов является пористость, проницаемость и глинистость. При определении пористости наиболее эффективны такие методы каротажа, как каротаж самопроизвольной поляризации (ПС), плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П), нейтронные методы каротажа (ННК-Т и НГК), акустический каротаж (АК). Для определения проницаемости и глинистости мы будет использовать эмпирические зависимости, которые были получены в ходе лабораторных исследований.
В данной выпускной работе рассматриваются указанные методы каротажа и методики определения пористости с использованием данных этих методов. Практическая часть выпускной работы включает определение пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщения коллекторов Усть-Тегусского нефтяного месторождения (Тюменская обл.) и обработку данных полученных в ходе лабораторных исследований.
Формирование продуктивных пластов (Ю2, Юз, Ю4) Усть-Тегусского месторождения происходило в условиях континентального и прибрежно-морского осадконакопления. Залежи нефти пластовые сводовые, литологически- и тектонически- экранированные. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами.
Цель работ: изучение методик определения пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщения коллекторов Усть-Тегусского нефтяного месторождения (Тюменская обл.) по данным комплекса методов каротажа.
Задачи работ:
- изучение физико-геологических особенностей Усть-Тегусского месторождения
- рассмотрение основ методов каротажа, применяемых для определения пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщения на Усть-Тегусском месторождении
- изучение методик определения пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщения по данным каротажа
- ознакомление с программой Techlog
- обработка данных каротажа и определение пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщения коллекторов Усть-Тегусского месторождения.
Работа подготовлена при поддержке Ресурсного центра «Геомодель» Научного парка СПбГУ.
В работе рассмотрены физико-геологические особенности Усть-Тегусского нефтяного месторождения и продуктивных пластов Ю-2, Ю-3, Ю-4.
Изучены методики определения пористости по данным каротажа ПС, ГГК-П, НГК, АК, НКТ. Наилучшую сходимость с лабораторными данными при определении пористости имеет метод ГГК-П, определение глинистости по данным ГК, ПС, определение водонасыщенности по уравнению Арчи-Дахнова. В работе на практических материалах рассмотрена методика определения пористости по данным ПС, ГГК-П и НКТ, определение глинистости по данным ГК.
С использованием данных каротажа для скважин №4 и №7 были выделены интервалы пород-коллекторов, и с использованием петрофизических зависимостей определены их коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщенности. Интерпретация данных выполнялась в ПО Techlog
По результатам обработки данных каротажа для скважины №4 и №7 были получен результат, по которому мы можем считать, что пласты коллекторы имеют среднюю пористость равную 17 % для скважины №4, 18% для скважины №7, среднюю проницаемость 3 мД для скважины №4, 4 мД для скважины №7.
