Определения, обозначения, сокращения, нормативные ссылки 8
РЕФЕРАТ 9
Abstract 10
Введение 13
Литературный обзор 15
Методы определения глинистости 16
Методы определения пористости 17
Методы определения водонасыщенности 18
Методы определения проницаемости 19
1. Краткая характеристика Крапивинского нефтяного месторождения 20
2. Геология Крапивинского месторождения 21
2.1. Геологическая изученность месторождения 21
2.2. Литология 22
2.3. Стратиграфия 22
2.3.1. Пласт Ю12 23
2.3.2. Пласт Ю13 24
2.4. Седиментология 25
2.5. Особенности тектоники 30
3. Calculation Part 35
3.1. Initial data 35
3.2. Shaliness estimation 38
3.3. Porosity determination 40
3.4. Permeability determination 46
3.5. W ater saturation determination 49
3.6. Net Pay determination 53
3.6.1. W ater saturati on cut off 53
3.6.2. Shaliness cut off 54
3.6.3. Porosity cut off 54
3.6.4. Permeability cut off 55
4. Результаты проведенного исследования 57
4.1. Глинистость 64
4.2. Пористость 64
4.3. Проницаемость 65
4.4. Водонасыщенность 66
4.5. Определение коллекторских частей пласта 66
4.6. Определение среднего значения 67
5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 69
6. Социальная ответственность 73
6.1. Профессиональная социальная безопасность 73
6.2. Производственная безопасность 74
6.3. Анализ вредных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения
74
6.4. Экологическая безопасность 77
6.5. Пожарная безопасность 77
Заключение 78
Список использованных источников 80



Купить

Целью данной работы была выбор наиболее оптимальных методов определения
петрофизических параметров, оценка степени влияния результатов полученных из
основных и второстепенных уравнений ФЕС пласта. В процессе исследования
проводились интерпретация данных полученных геофизическими исследованиями в 12
выбранных опорных скважинах, рассматривались несколько уравнений для оценки их
корреляции с керновыми данными. В результате исследования определены наиболее
оптимальные методы определения петрофизических параметров для каждой зоны, на
основе которых были рассчитаны запасы и оценена степень разницы при не корректном
выборе методов.
Введение
Целью данной работы является изучение пространственных закономерностей
изменения петрофизических параметров, которые зависят от литолого-фациальной
зональности месторождений. Для исследования данной работы Крапивинское
месторождение было выбрано в качестве объекта исследования. Поэтому, одной из задач
является изучение фациальной особенности Крапивинского месторождения, а также,
проведение анализа методов определения таких параметров, как глинистость, пористость,
проницаемость и водонасыщенность в выделенных фациальных зонах. Более того,
применить разные модели для расчетов выше перечисленных петрофизических
параметров, которые могут выдать высокое сходство со значениями керновых данных. А
также, оценить степень влияния не корректно подобранных моделей и методов, которые
имеют наиболее высокую степень корреляции со значениями керновых данных.
Данная работа имеет важную научную и практическую значимость, так как
литолого-фациальная зональность может впрямую повлиять на объем промышленных
запасов любого месторождения. В качестве исследуемого объекта был выбран
Крапивинское нефтяное месторождение, так как оно имеет сложно построенную
структуру. Расчеты проводились только для пласта Ю13, т.к. в данном пласте
сконцентрированы основные промышленные запасы. Пласт Ю13 имеет неоднородное
литологическое распределение петрофизических свойств, как по латерали, так и по
вертикали. К этому времени специалисты, которые занимались оценкой петрофизических
параметров данного месторождения, предложили вести специально созданное
программное обеспечение для условий анализируемого пласта.
Но, в результате работы мной было выяснено, что создание уравнений для каждой
зоны не обязательно, если применить имеющиеся интерпретационные модели
индивидуально для каждой зоны. Важными результатами в данной работе, на мой взгляд,
является применение редко используемых моделей, которые были разработаны для
конкретных условий. Стоит отметить, что некоторые из этих моделей, созданные в
основном специалистами Шлюмберже, показывают более высокую сходимость с
керновыми данными. К примеру, уравнение Херрон-Херрон, которое было создано для
условий, где наблюдается неоднородное распределение составляющих породы минералов,
а также, в основном в чисто нефтяной зоне подразумевает поправку на углеводороды в
нейтронным каротаже был рекомендован мной после расчетов для зоны 1в исходя из
керновых данных скважин № 191, 204. Подобные рекомендации были выработаны и для
других фациальных зон. Полученные средние значения по каждому параметру из14
рекомендованных методов для каждой зоны отдельно, имеют наиболее высокую степень
корреляции с керновыми данными, что позволяет считать их более корректными.
Полученные значения ФЕС, а также подсчитанные на этой основе запасы рассмотрены,
как наиболее корректные значения.
Более того, выбор модели для каждой зоны индивидуально позволяет избежать
заниженных либо завышенных запасов, а также минимизирует неопределенности в
разработке в будущем.

Купить