Применение комплекса методов геофизических исследований скважин для определения фильтрационно-емкостных свойств пашийского горизонта терригенного девона на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения
Аннотация
Список условных обозначений и сокращений
Список иллюстраций
Список таблиц
Введение
1 Общие сведения о районе работ
1.1 Физико-географическая характеристика района работ
1.2 История изученности и разработки
2 Геологический очерк
2.1 Стратиграфия
2.2 Тектоника
2.3 Нефтеносность
2.3.1 Характеристика продуктивных горизонтов
2.3.2 Гидрогеология
3 Технология проведения геофизических работ, контроль качества
материалов
3.1 Технология проведения работ
3.1.1 Электрические методы исследования скважин
3.1.2 Радиоактивный каротаж
3.1.3. Кавернометрия
3.1.4 Инклинометрия
3.2 Контроль качества материалов
4 Методика интерпретации для определения ФЕС
4.1 Ввод поправок в кривые ГИС
4.2 Качественная интерпретация материалов ГИС
4.3 Количественная интерпретация материалов ГИС
4.3.1 Определение коэффициента пористости
4.3.2 Определение коэффициента глинистости
4.3.3 Определение коэффициента нефтенасыщенности
5 Результаты работ
5.1 Описание схемы сопоставления по скважине № 3839д
5.2 Результаты схемы корреляции по профилю АБ
Заключение
Список использованных источников
Настоящая работа написана по геолого-геофизическим материалам, собранным автором в период прохождения производственной практики в ПАО «Татнефть» НГДУ «Азнакаевскнефть».
Целью данной работы является определение фильтрационно-емкостных свойств терригенных отложений пашийского горизонта с применением комплекса методов ГИС в пределах Павловской площади Ромашкинского месторождения.
Для достижения поставленной цели перед студентом были поставлены следующие задачи:
- литологическое расчленение разреза и оценка насыщения продуктивных пластов;
- построение схемы сопоставления методов ГИС;
- расчет коэффициента пористости;
- расчет коэффициента глинистости;
- расчет коэффициента нефтенасыщенности;
- построение корреляционной схемы по профилю из 4 скважин.
В ходе написания работы были изучены геологические материалы по Павловской площади Ромашкинского месторождения Республики Татарстан: стратиграфия, тектоника, нефтеносность, гидрогеология, методика проведения геофизических работ в скважинах и методика интерпретации геофизических материалов комплекса ГИС. Комплекс ГИС в данной работе включает в себя такие методы, как КС, ПС, ДС, ИК, БК, НГК и ГК.
В ходе данной работы была проведена качественная и количественная интерпретация материалов ГИС в открытом стволе с использованием интегрированной системы сбора, обработки и хранения ГИС «ПРАЙМ».
Проведено изучение геологического разреза, построена корреляция пластов пашийского горизонта, которая позволила проследить характер залегания и насыщения пластов-коллекторов по профилю.
По результатам исследований выявлено 6 пластов-коллекторов, которые сложены песчаниками, а также глинистыми песчаниками. Особенностью изучаемого интервала является невыдержанность пластов по мощности. Максимальными мощностями характеризуется скважина 19470, расположенная на сводовой части профиля, по которому была проведена корреляция скважин. Далее при переходе к скважине 3839д, расположенной в склоновой части, мощности пластов незначительно уменьшаются. В скважинах 28764 и 19478, которые находятся за пределами структуры, пласты имеют относительно малые мощности.
Установлено, что коэффициент пористости, в основном имеет примерно одинаковые значения по профилю, незначительно изменяясь в скважине 19470, где значения пористости принимают максимальные значения (в среднем около 20%). Коэффициент глинистости меняется в пределах от 0,2% до 9%. Также скважина 19470 имеет наибольшие значения коэффициента нефтенасыщенности (84,5%). Так же, как и коэффициент пористости, значения коэффициента нефтенасыщенности уменьшаются при переходе от скважины, расположенной на своде, к остальным скважинам, расположенным на склоновой части и за пределами структуры, которые характеризуются слабым нефтенасыщением.
Также по данным фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов видно, что в основном коэффициент нефтенасыщенности имеет прямую зависимость с коэффициентом пористости.
