Аннотация
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.3 100
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) ЯмалоНенецкого 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.
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%.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
