Определение подсчетных параметров пластов ПК Южно-Русского месторождения

Содержание

 

1. Введение…………………………………………………………………...1
2. Краткая геологическая характеристика объекта исследования………..2
1. Краткая геолого-геофизическая изученность……………………………….……………………………2
2. Нефтегазоносность…………………………………………………….12
3. Комплекс и технология промыслово-геофизических исследований скважин……………..……………………………………………………..13
4. Литолого-петрофизическая характеристика продуктивной толщи………………………….…………………………………………..18
5. Специальная часть. Определение подсчетных параметров пластов ПК Южно-Русского месторождения……………………………………………………………23
6. Заключение…………………………………………………..……………29

Список литературы……………………………………………………….30

Список приложений………………………………………………………31

Приложения……………………………………………………………….32

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Введение

Содержание нефти и газа в  объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и газонасыщенности k_Н, k_Г. Оценка нефтенасыщенности продуктивных пластов имеет очень большое практическое значение, т.к. позволяет правильно выбрать систему разработки, режим скважины, работу системы поддержания пластового давления, или своевременно внести изменения в текущие параметры разработки нефтяного пласта, а также проследить динамику заводнения месторождения и оценить многие другие важные параметры работы залежи.

Коэффициентом нефтенасыщенности k_Н (газонасыщенности k_Г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности k_В коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Определение коэффициентов  нефтегазонасыщенности k_НГ пород-коллекторов реализуется по данным исследования керна и ГИС. При определении коэффициента нефтегазонасыщения коллектора используется весь комплекс методов, включающий методы определения сопротивления (ρ_п ), методы пористости для определения по ней параметра пористости (Р_п) и методы, позволяющие получить информацию об удельном сопротивлении пластовой воды. Если интерпретационная служба располагает петрофизическими исследованиями относительно фазовой проницаемости, по величине параметра насыщения не только определяется коэффициент водонасыщения, а следовательно и k_нг =1-k_в, но может прогнозироваться и характер флюидов в получаемой продукции. Для этого параметр насыщения должен определяться особенно тщательно.

Объектом данного курсового  проекта является Южно-Русское месторождение пласты ПК, целью которого является изучение и подбор научной литературы, анализ геофизических данных, а так же самостоятельное комплексное интерпретирование. Задача курсового проекта -определение коэффициента нефтегазонасыщености, выявление проблем в ходе интерпретации и нахождение способов возможных решений.

 

2. Краткая геологическая характеристика объекта исследований

В географическом отношении  Южно-Русский лицензионный участок располагается в пределах Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Данный участок приурочен к Пуровско-Тазовской северо-таежной провинции лесотундровой равнинной, широтно-зональной области. Населенные пункты, а так же зоны, находящихся под охраной закона или обычаев на территории участка отсутствуют .

Южно-Русское месторождение расположено в восточной части Тазовского нефтегазоносного района Пур-Тазовской нефтегазоносной области. В пределах Тазовского нефтегазоносного района регионально газоносны отложения сеномана, в которых выявлены крупные и уникальные скопления газа на Заполярном, Северо-Часельском, Южно-Русском и других  месторождениях, а также нефтегазовые залежи на Русском и Тазовском месторождениях.

 

1. Краткая геолого-геофизическая изученность

Природно-климатические  условия территории способствуют развитию мощной гидрографической сети, которая  представлена реками, озерами и болотами.

С 1950-х годов, район Южно-Русского месторождения и прилегающих территорий покрыт региональными съемками масштаба 1:1 000 000 государственной геологической (1954-1955, ЗСГУ), аэромагнитной (1953-1954, НИИГА), гравиметрической (1957-1958, КГУ). В более поздние годы выполнены аэромагнитная съемка масштаба 1: 200 000 (1958-1959, НГТ) и гравиметрическая съемка масштаба 1: 200 000 (1978-1982 гг., экспед. № 1 «Центрогеофизика»).

С середины 60-х годов начинается планомерное изучение исследуемой  территории сейсморазведочными работами.

Глубокое поисково-разведочное  бурение на Южно-Русской  площади начато в 1969 году силами Уренгойской  нефтеразведочной экспедиции в соответствии с проектом поисково-разведочного бурения на Южно-Русской площади

Первая поисковая скважина 6 была заложена в сводовой части структуры, в контуре изогипсы -650 м с целью выяснения перспектив нефтегазоносности сеноманских отложений и изучения геологического строения площади. При опробовании сеноманских отложений (пласт ПК₁) в интервале а.о. -887,9–902,9 м получен фонтан газа с абсолютно-свободным дебитом 3366,7 тыс. м³/сут.

Таким образом, скважина 6 стала  первооткрывательницей Южно-Русского месторождения.

В период 1970-1974 гг. интенсивно разбуривалась, в основном, сеноманская залежь с целью прослеживания ее границ и изучения геологического строения площади.

На дату составления отчета в пределах Южно-Русского лицензионного участка пробурено 47 поисково-разведочных скважин, в результате бурения и испытания установлена нефтегазоносность в туронских (пласты Т₁ и Т₂), сеноманских (пласт ПК₁), апт-альбских (пласты ПК₁₀, ПК₁₂, ПК₁₄, ПК₁₆¹, ПК₁₆², ПК₁₇¹, ПК₁₇², ПК₁₈, ПК₁₉, ПК₂₀¹, ПК₂₀² и ПК_21-22), неокомских (пласты ПК₂₄ (АТ₆), БТ₄⁰, БТ₁₂ отложениях на Южно-Русском месторождении и в юрских отложениях (пласты Ю₁³, Ю₁^1-2 и Ю₂) на Южно-Русском и Яровом месторождениях.

На Южно-Русском месторождении активно идет эксплуатационное бурение на сеноманскую газовую залежь (пласт ПК₁). Всего пробурено 160 эксплуатационных скважин.

2.2 Нефтегазоносность

В соответствии со схемой районирования  территории Западной Сибири Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в восточной части Тазовского нефтегазоносного района (НГР) Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рисунок 2).

В пределах Тазовского нефтегазоносного района регионально газоносны отложения  сеномана, в которых выявлены крупные и уникальные скопления газа на Заполярном, Северо-Часельском, Южно-Русском и др. месторождениях. Зонально газоносны отложения газсалинской пачки туронского яруса (Заполярная, Харампурская, Южно-Русская площади).

Покрышкой для залежей  сеноманской продуктивной толщи служат глинистые отложения турон-датского и более молодого возраста, толщина которых составляет 600-800 м. В Тазовском НГР внутри глинистой покрышки, 50-70 м выше кровли сеномана, отмечается частичное опесчанивание разреза (газсалинская пачка), к которой на Южно-Руском месторождении приурочены залежи газа продуктивных пластов Т₁ и Т₂.

Бурение глубоких поисково-разведочных  скважин на Южно-Русской,  Заполярной, Северо-Часельской, площадях и на территории соседней Надым-Пурской нефтегазоносной области (Уренгойское, Ямбургское месторождения) подтвердило также региональную нефтегазоносность нижнемеловых и юрских отложений.

Таким образом, промышленная нефтегазоносность в пределах Тазовского нефтегазоносного района установлена в широком стратиграфическом диапазоне – от туронского яруса (газсалинская пачка) верхнего мела до батского яруса средней юры, включительно.

В пределах Южно-Русского лицензионного участка по результатам геологоразведочных работ промышленная нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях туронского (пласты Т₂, Т₁), апт-альб-сеноманского (пласты ПК_21-22, ПК₂₀², ПК₂₀¹, ПК₁₉, ПК₁₈, ПК₁₇², ПК₁₇¹, ПК₁₆¹, ПК₁₆²,  ПК₁₄, ПК₁₂, ПК₁₀ и ПК₁) ярусов, в отложениях неокома (пласты БТ₁₂, БТ₄, БТ₄⁰, АТ₆) на Южно-Русском месторождении. А также в верхнеюрских отложениях сиговской (пласт Ю₁^1-2, Ю₁³) и среднеюрских отложениях тюменской свит (пласт Ю₂) открыты залежи углеводородов на Яровом месторождении.

По материалам интерпретации  ГИС скважины 41, пробуренной в 2008 году и результатам ее опробования, проведенного в 2009 году, были созданы  геологические модели пластов ПК₆, ПК₉, ПК₁₃¹, ПК₁₃², ПК₁₅ , а так же уточнена геологическая модель пласта  ПК₁₇². Подсчитаны запасы сухого газа пластов ПК₉, ПК₁₃¹, ПК₁₃², ПК₁₅, , конденсата ПК₁₇², а также нефти и растворенного газа по пластам ПК₆, ПК₁₃², ПК₁₇².

Краткие сведения о размерах залежей, положении контактов и  другие параметры даны в табличном приложении 2.

 

 

3. Комплекс и технология промыслово-геофизических исследований скважин

В скважинах №№ 41, 43 и 47 Южно-Русского месторождения, в соответствии с действующими на момент проведения работ нормативными документами: «Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах» , выполнены следующие виды исследований:

-Стандартный каротаж (ПС, КС3, ОГЗ, ПЗ);

-Боковое каротажное зондирование (БКЗ, ПС);

-Микрозондирование (МКЗ);

-Индукционный каротаж (ИК);

-Высокочувствительный индукционный каротаж изопараметрического зондирования (ВИКИЗ);

-Боковой каротаж (БК);

-Сканирующий боковой каротаж (БКС);

-Боковое микрозондирование (БМК);

-Микрокавернометрия (МКВ);

-Кавернометрия (КВ);

-Резистивиметрия (РС);

-Инклинометрия;

-Акустический каротаж (АК) и его широкополосная модификация (АКШ);

-Акустическая цементометрия (АКЦ);

-Радиоактивный каротаж (2ННК-Т, ГК);

-Спектрометрический гамма-каротаж (СГК);

-Ядерно-магнитный каротаж (ЯМТК).

Стандартный каротаж проведен в масштабах глубин 1:500 и 1:200. В качестве стандартных применялись подошвенный (А2М0.5N), кровельный (N0.5М2А) градиент-зонды, а также потенциал-зонд (N6M0.5A). Основной масштаб записи кривых КС-2.5 Омм/см. Масштаб регистрации кривой  
ПС-12.5 мВ/см. Скорость записи от 2000 до 2500 м/час. Исследования выполнялись аппаратурой: КП-31Э и К1А-723М. Качество записи материалов, в основном, хорошее.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводилось подошвенными градиент-зондами с размерами АО = 0.45 (КС1); АО = 1.05 (КС2); АО = 2.25 (КС3); АО = 4.25 (КС4); АО = 8.5 м (КС5) и кровельным градиент-зондом М0.5N2A (ОГЗ). Одновременно с записью кривых БКЗ проводилась запись кривой ПС. Запись БКЗ и ПС выполнялась аппаратурой КП-31Э и К1А-723М, в масштабе глубин 1:200. Основной масштаб записи КС-2.5 Омм/см, масштаб записи ПС-12.5 мВ/см при скорости регистрации 2000-2500 м/час. Материалы БКЗ и ПС хорошего и удовлетворительного качества.

Микрозондирование (МКЗ) проводилось одновременно микроградиент-зондом A0.025M0.025N (МГЗ) и микропотенциал-зондом A0.05M (МПЗ) в интервале проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой МК-АГАТ, К3А-723Н и МК-УЦ со скоростью записи до 800 м/час. Масштаб регистрации кривых  
2.5 Омм/см. Материалы хорошего и удовлетворительного качества.

Индукционный  каротаж (ИК) выполнялся в интервалах проведения БКЗ в масштабах глубин 1:200 и в интервалах стандартного каротажа в масштабе 1:500, аппаратурой АИК-М (зонд 6Ф1), АИК-5 (зонд 7И1.6) и К1А-723М. Скорость записи 1500-2500 м/час. Масштаб регистрации кривых 10–20 мСим/см. Качество материала хорошее и удовлетворительное.

ВИКИЗ (высокочувствительный индукционный каротаж изопараметрического зондирования) в комплексе из пяти зондов в составе кабельной аппаратуры ВИКИЗ выполнен в интервалах детальных исследований с целью определения УЭС пластов.

Боковой каротаж (БК) выполнялся в интервале проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200 скважинными приборами К1А-723М. Скорость регистрации 2000-2500 м/час, масштаб записи кривых – 2.5 Омм/см. Материалы, в основном, хорошего качества.

Сканирующий боковой каротаж (БКС) выполнен в скважинах 43 и 47 в интервале 800-1100 м., в масштабе глубин 1:200 скважинным прибором АЭСБ-73. Материалы хорошего качества.

Боковой микрокаротаж (БМК) и микрокаверномер (МКВ) проведены скважинной аппаратурой МК-УЦ, К3А-723н, в масштабе глубин 1:200. Скорость регистрации 800 м/час, масштаб записи кривых БМК – 2.5 Омм/см, МКВ - 2 см/см. Качество материалов хорошее.

Кавернометрия (КВ) и профилеметрия (ПР) проводилась по всему стволу скважины в М 1: 500 и в интервалах проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой СКПД-3. Скорость измерений составляла 1500-2000 м/час. Масштаб записи кривых 2 см/см. Материал хорошего и удовлетворительного качества.