📄Работа №142928
Тема: ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСА МЕТОДОВ КАРОТАЖА ДЛЯ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ УСТЬ-ТЕГУССКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТЮМЕНСКАЯ ОБЛ.)
Тип работы
Бакалаврская работа
Предмет
нефтегазовое дело
Объем:
83 листов
Год:
2022
Просмотров:
103
4650
руб.
🛒 Купить работу
Не подходит эта работа?
Закажите новую по вашим требованиям
Узнать цену на написание
Закажите новую по вашим требованиям
Представленный материал является образцом учебного исследования, примером структуры и содержания учебного исследования по заявленной теме. Размещён исключительно в информационных и ознакомительных целях.
Workspay.ru оказывает информационные услуги по сбору, обработке и структурированию материалов в соответствии с требованиями заказчика.
Размещение материала не означает публикацию произведения впервые и не предполагает передачу исключительных авторских прав третьим лицам.
Материал не предназначен для дословной сдачи в образовательные организации и требует самостоятельной переработки с соблюдением законодательства Российской Федерации об авторском праве и принципов академической добросовестности.
Авторские права на исходные материалы принадлежат их законным правообладателям. В случае возникновения вопросов, связанных с размещённым материалом, просим направить обращение через форму обратной связи.
Настоящий учебно-методический информационный материал размещён в ознакомительных и исследовательских целях и представляет собой пример учебного исследования. Не является готовым научным трудом и требует самостоятельной переработки.
📋 Содержание
АННОТАЦИЯ 2
СПИСОК ПРИНЯТЫХ ТЕРМИНОВ И СОКРАЩЕНИЙ 5
ВВЕДЕНИЕ 9
1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ УСТЬ-ТЕГУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11
1.1 Общая характеристика района работ 11
1.2 Стратиграфия 13
1.3 Тектоника 15
1.4 Нефтегазоносность Усть-Тегусского месторождения 17
2 КОМПЛЕКС МЕТОДОВ КАРОТАЖА, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА УСТЬ-ТЕГУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 23
2.1 Электрический каротаж 23
2.1.1 Каротаж сопротивлений 23
2.1.2 Боковой каротаж 28
2.1.3 Микрозондовый каротаж 30
2.1.4 Каротаж самопроизвольной поляризации 31
2.2 Электромагнитный каротаж 33
2.2.1 Индукционный каротаж 33
2.2.2 Высокочастотное изопараметрическое каротажное индукционное зондирование 35
2.3 Ядерно-геофизический каротаж 36
2.3.1 Гамма-каротаж 36
2.3.2 Нейтрон-нейтронный каротаж 38
2.3.3 Нейтронный гамма-каротаж 40
2.3.4 Плотностной гамма-гамма каротаж 40
2.3.5 Селективный гамма-гамма каротаж 43
2.4 Акустический каротаж 43
2.5 Кавернометрия 45
3 МЕТОДИКИ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН, ВЫДЕЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ КОЛЛЕКТОРОВ 48
3.1 Литологическое расчленение разрезов скважин 48
3.2 Выделение коллекторов 49
3.2.1 Качественные критерии 49
3.2.2 Количественные критерии 50
3.3 Определение эффективной мощности продуктивных коллекторов. Отбивка водонефтяного
контакта 51
3.4 Определение глинистости 53
3.5 Определение пористости 55
3.5.1 Определение пористости по данным АК 56
3.5.2 Определение пористости по данным ГГК-П 57
3.5.3 Определение пористости по данным ПС 57
3.5.4 Определение пористости по данным ННК-Т и НГК 57
3.6 Определение проницаемости 58
3.7 Определение нефтенасыщенности 58
3.8 Программа обработки данных каротажа Techlog 59
4 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСА КАРОТАЖА НА УСТЬ-ТЕГУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ...61
4.1 Выделение коллекторов 61
4.2 Определение глинистости 63
4.3 Определение пористости 64
4.4 Определение проницаемости 70
4.5 Определение коэффициентов водо- и нефтенасыщенности 75
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 79
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 80
Приложение 1. Исходные данные и результаты интерпретации данных ГИС по скважине №3
Дубравской площади 82
Приложение 2. Исходные данные и результаты интерпретации данных ГИС по скважине №4
Дубравской площади 83
СПИСОК ПРИНЯТЫХ ТЕРМИНОВ И СОКРАЩЕНИЙ 5
ВВЕДЕНИЕ 9
1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ УСТЬ-ТЕГУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11
1.1 Общая характеристика района работ 11
1.2 Стратиграфия 13
1.3 Тектоника 15
1.4 Нефтегазоносность Усть-Тегусского месторождения 17
2 КОМПЛЕКС МЕТОДОВ КАРОТАЖА, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА УСТЬ-ТЕГУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 23
2.1 Электрический каротаж 23
2.1.1 Каротаж сопротивлений 23
2.1.2 Боковой каротаж 28
2.1.3 Микрозондовый каротаж 30
2.1.4 Каротаж самопроизвольной поляризации 31
2.2 Электромагнитный каротаж 33
2.2.1 Индукционный каротаж 33
2.2.2 Высокочастотное изопараметрическое каротажное индукционное зондирование 35
2.3 Ядерно-геофизический каротаж 36
2.3.1 Гамма-каротаж 36
2.3.2 Нейтрон-нейтронный каротаж 38
2.3.3 Нейтронный гамма-каротаж 40
2.3.4 Плотностной гамма-гамма каротаж 40
2.3.5 Селективный гамма-гамма каротаж 43
2.4 Акустический каротаж 43
2.5 Кавернометрия 45
3 МЕТОДИКИ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН, ВЫДЕЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ КОЛЛЕКТОРОВ 48
3.1 Литологическое расчленение разрезов скважин 48
3.2 Выделение коллекторов 49
3.2.1 Качественные критерии 49
3.2.2 Количественные критерии 50
3.3 Определение эффективной мощности продуктивных коллекторов. Отбивка водонефтяного
контакта 51
3.4 Определение глинистости 53
3.5 Определение пористости 55
3.5.1 Определение пористости по данным АК 56
3.5.2 Определение пористости по данным ГГК-П 57
3.5.3 Определение пористости по данным ПС 57
3.5.4 Определение пористости по данным ННК-Т и НГК 57
3.6 Определение проницаемости 58
3.7 Определение нефтенасыщенности 58
3.8 Программа обработки данных каротажа Techlog 59
4 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСА КАРОТАЖА НА УСТЬ-ТЕГУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ...61
4.1 Выделение коллекторов 61
4.2 Определение глинистости 63
4.3 Определение пористости 64
4.4 Определение проницаемости 70
4.5 Определение коэффициентов водо- и нефтенасыщенности 75
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 79
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 80
Приложение 1. Исходные данные и результаты интерпретации данных ГИС по скважине №3
Дубравской площади 82
Приложение 2. Исходные данные и результаты интерпретации данных ГИС по скважине №4
Дубравской площади 83
📖 Введение
Каротаж или геофизические исследования скважин (ГИС) широко применяются в изучении разрезов нефтяных и газовых месторождений. Несмотря на свою высокую информативность, детальность и точность оценки, керн не отбирают в больших количествах, т.к. отбор керна значительно снижает скорость исследований и бурения. В получении информации по разрезу помогает каротаж. Для определения параметров коллекторов по данным каротажа важно наличие керна, который отбирается по некоторым скважинам и по результатам лабораторных петрофизических исследований дает информацию, необходимую для интерпретации данных каротажа.
Интерпретация данных каротажа позволяет вычислять параметры для подсчета запасов нефти: эффективную нефтенасыщенную мощность и коэффициент нефтенасыщенности. По данным каротажа определяются такие важные параметры коллекторов, как пористость, проницаемость и глинистость. Поэтому направление, связанное с использованием данных каротажа при оценке параметров коллекторов, является актуальным.
В настоящей работе рассматривается применение комплекса методов каротажа для оценки параметров продуктивных коллекторов на примере Усть-Тегусского нефтяного месторождения (Тюменская обл.). Месторождение было открыто в 1991 г., а введено в разработку - в 2009 г.
Продуктивные отложения Усть-Тегусского месторождения приурочены к пластам Ю2-Ю4 тюменской свиты. Коллекторы представлены терригенными отложениями. Залежи относятся к пластово-сводовому, стратиграфически, литологически и тектонически экранированному типам.
Целью данной работы является изучение возможностей и методик применения комплекса методов каротажа для выделения коллекторов и оценки их параметров на примере Усть-Тегусского нефтяного месторождения.
Задачи работы:
• изучить особенности геологического строения Усть-Тегусского
месторождения;
• рассмотреть комплекс методов каротажа, применяемых на месторождении;
• рассмотреть методики изучения разрезов скважин, выделения и оценки параметров коллекторов;
• выполнить обработку данных каротажа в программном обеспечении Techlog;
• сравнить параметры, определенные по каротажу и керну.
Работа подготовлена при поддержке Ресурсного центра «Г еомодель» Научного парка
СПбГУ.
Интерпретация данных каротажа позволяет вычислять параметры для подсчета запасов нефти: эффективную нефтенасыщенную мощность и коэффициент нефтенасыщенности. По данным каротажа определяются такие важные параметры коллекторов, как пористость, проницаемость и глинистость. Поэтому направление, связанное с использованием данных каротажа при оценке параметров коллекторов, является актуальным.
В настоящей работе рассматривается применение комплекса методов каротажа для оценки параметров продуктивных коллекторов на примере Усть-Тегусского нефтяного месторождения (Тюменская обл.). Месторождение было открыто в 1991 г., а введено в разработку - в 2009 г.
Продуктивные отложения Усть-Тегусского месторождения приурочены к пластам Ю2-Ю4 тюменской свиты. Коллекторы представлены терригенными отложениями. Залежи относятся к пластово-сводовому, стратиграфически, литологически и тектонически экранированному типам.
Целью данной работы является изучение возможностей и методик применения комплекса методов каротажа для выделения коллекторов и оценки их параметров на примере Усть-Тегусского нефтяного месторождения.
Задачи работы:
• изучить особенности геологического строения Усть-Тегусского
месторождения;
• рассмотреть комплекс методов каротажа, применяемых на месторождении;
• рассмотреть методики изучения разрезов скважин, выделения и оценки параметров коллекторов;
• выполнить обработку данных каротажа в программном обеспечении Techlog;
• сравнить параметры, определенные по каротажу и керну.
Работа подготовлена при поддержке Ресурсного центра «Г еомодель» Научного парка
СПбГУ.
✅ Заключение
Рассмотрены геологические особенности Усть-Тегусского нефтяного месторождения и продуктивных пластов Ю2, Юз, Ю4 тюменской свиты. Приведено описание применяемых на месторождении методов каротажа: ПС, БК, МКЗ, КС, ИК, ВИКИЗ, ГК, ННК, НГК, ГГК-П, ГГК-С, АК и КВ. Рассмотрены методики и результаты определения параметров коллекторов: пористость, проницаемость, глинистость, насыщенность. В процессе выполнения работы все поставленные задачи решены.
Интерпретация данных каротажа проводилась в программном обеспечении Techlog. В скважинах №3 и №4 Дубравской площади при помощи данных ГК, ПС, ГГК-П, ННК-Т, МКЗ, МБК, ИК и петрофизических зависимостей были выделены интервалы пород, в том числе коллекторов, и рассчитаны коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщенности.
Коэффициент глинистости был рассчитан по данным методов ПС и ГК. Для пласта Ю2 средние значения глинистости по ПС составили 16.8-25.3%, для пласта Юз - 79-84.7%, для пласта Ю4 - 21.3-24.1%. Для пласта Ю2 средние значения глинистости по ГК составили 16.516.6%, для пласта Юз - 49.3-74.5%, для пласта Ю4 - 10.7-34.8%.
В скважине №3 коэффициент пористости был рассчитан по данным методов ГГК-П и ПС. В скважине №4 коэффициент пористости был рассчитан по данным методов ГГК-П, ПС и НК. Наибольшую сходимость с керновыми данными в обоих скважинах показала пористость по ГГК-П. Для пласта Ю2 средние значения пористости составили 13.1-18%, для пласта Юз - 11.9-18.2%, для пласта Ю4 - 12.4-16.5%.
Коэффициент проницаемости был рассчитан по установленной петрофизической зависимости с коэффициентом пористости. Для пласта Ю2 средние значения проницаемости составили 40-277.1 мД, для пласта Юз - 0.5-79.3 мД, для пласта Ю4 - 4.4-42.1 мД.
Коэффициент водонасыщенности был рассчитан по формуле Арчи-Дахнова с использованием данных ИК. Для пласта Ю2 средние значения водонасыщенности составили 79.8-81%, для пласта Юз - 100%, для пласта Ю4 - 83.1-94.3%. Соответственно, для пласта Ю2 средние значения нефтенасыщенности составили 19-20.2%, для пласта Юз - 0%, для пласта Ю4 - 5.7-16.9%.
Интерпретация данных каротажа проводилась в программном обеспечении Techlog. В скважинах №3 и №4 Дубравской площади при помощи данных ГК, ПС, ГГК-П, ННК-Т, МКЗ, МБК, ИК и петрофизических зависимостей были выделены интервалы пород, в том числе коллекторов, и рассчитаны коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщенности.
Коэффициент глинистости был рассчитан по данным методов ПС и ГК. Для пласта Ю2 средние значения глинистости по ПС составили 16.8-25.3%, для пласта Юз - 79-84.7%, для пласта Ю4 - 21.3-24.1%. Для пласта Ю2 средние значения глинистости по ГК составили 16.516.6%, для пласта Юз - 49.3-74.5%, для пласта Ю4 - 10.7-34.8%.
В скважине №3 коэффициент пористости был рассчитан по данным методов ГГК-П и ПС. В скважине №4 коэффициент пористости был рассчитан по данным методов ГГК-П, ПС и НК. Наибольшую сходимость с керновыми данными в обоих скважинах показала пористость по ГГК-П. Для пласта Ю2 средние значения пористости составили 13.1-18%, для пласта Юз - 11.9-18.2%, для пласта Ю4 - 12.4-16.5%.
Коэффициент проницаемости был рассчитан по установленной петрофизической зависимости с коэффициентом пористости. Для пласта Ю2 средние значения проницаемости составили 40-277.1 мД, для пласта Юз - 0.5-79.3 мД, для пласта Ю4 - 4.4-42.1 мД.
Коэффициент водонасыщенности был рассчитан по формуле Арчи-Дахнова с использованием данных ИК. Для пласта Ю2 средние значения водонасыщенности составили 79.8-81%, для пласта Юз - 100%, для пласта Ю4 - 83.1-94.3%. Соответственно, для пласта Ю2 средние значения нефтенасыщенности составили 19-20.2%, для пласта Юз - 0%, для пласта Ю4 - 5.7-16.9%.
ИЛИ
Поиск аналога
📕 Список литературы
🖼 Скриншоты
🛒 Оформить заказ
⚡ Работу высылаем в течении 5 минут после оплаты.