Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАЕТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
"Пермский национальный - исследовательский государственный университет"
Геологический факультет
Кафедра региональной и нефтегазовой геологии
Корреляция нижнекаменноугольных отложений Гондыревского месторождения
Выполнил: студент IV курса группы ГГР-2-08
Мельников Н.А.
Проверила: доцент кафедры региональной и нефтегазовой геологии
О.Е. Кочнева
Пермь, 2011
Цель работы - провести корреляцию нижнекаменноугольных отложений Гондыревского месторождения.
Для этого необходимо:
. Выделить реперные и отражающие горизонты
2. Произвести расчленение разрезов скважин и составить литологическую колонку по данным геофизических исследований
. Выделить проницаемые пласты и пропластки и определить характер их насыщения по данным ГИС
4. Построить корреляционную схему
Для корреляции нижнекаменноугольных отложений Гондыревского месторождения использовались методы ГИС: стандартный каротаж (потенциал собственной поляризации, метод каротажа сопротивлений, радиоактивные каротажи (ГК и НГК), каверномер). Использовались каротажи по скважинам 63, 402, 371, 443.
Реперный (маркирующий) горизонт - это выдержанный по площади пласт отличающийся от вмещающих пород по цвету, литологии, структуре, текстуре и другим признакам. Маркирующий горизонт служит для сопоставления разрезов скважин.
Отражающий горизонт - это сейсмическая граница, выделяемая в разрезе на основании различия пород в скорости прохождения сейсмических волн. Отражающий горизонт также служит для сопоставления разрезов скважин.
Маркирующие и отражающие границы хорошо фиксируются на каротажных диаграммах. В разрезе скважин вскрывших терригенные и яснополянский отложения Гондыревского месторождения можно выделить два отражающих и три маркирующих пласта.
. Первый пласт - верхняя граница соответствует кровли тульских терригенных отложений отделяет от карбонатных. Граница отбивается по резкому падению сопротивления т. е происходит смена масштаба КС и пересечение ГК и НГК.
2. Второй пласт - реперный пласт это пачка глинистых известняков в терригенных отложениях тульского горизонта. Резко выделяется по пику (максимум вправо) кривой НГК, разделяет тульские отложения на два пласта Tl1 и Tl2, мощность реперного пласта определяется от начала подъема до начала спада кривой.
. Третий пласт - это граница между тульскими и бобриковскими отложениями. Репер сложен пачкой аргиллитов и приурочен к подошве тульского горизонта, выделяется по каверне и по повышенному значению ГК характерный для аргиллитов.
4. Четвертый пласт - это пласт аргиллитов разделяющий бобриковский горизонт на два пласта Bb1 и Bb2, выделяется по наличию двух каверн и соответствует им отклонение НКГ влево (2 кармашка). За репер берется нижняя каверна. Толщина пласта определяется по толщине каверны. Кроме каверномера можно использовать кривую ГК, кривая отклоняется вправо.
5. Пятый пласт - нижний реперный пласт соответствует кровли карбонатных отложение турнейского яруса. Это пласт аргиллитов в подошве визейского яруса разделяет яснополянские терригенные отложения от турнейских карбонатных. Репер выделяется по каверне или соответствует максимальным значениям кривых ГК и минимальным отклонениям кривой НГК влево.
Расчленение продуктивной части разреза - это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и выделение коллекторов и неколлекторов.
Решение этих задач проводится комплексом методов:
а) геологические (отбор керна и шлама)
б) геофизические
в) гидродинамические
В нашей работе расчленение разреза скважин и составление литологической колонки проводится путем интерпретации комплекса промыслово-геофизических исследований: стандартный каротаж, радиоактивный каротаж и кавернометрия (таб.1)
Таблица 1
|
№ |
Порода |
ПС |
КС |
ГК |
НГК |
Каверномер |
|
1 |
Аргиллит |
Высокие показатели |
Низкие значения ближе к показаниям сопротивления бурового раствора |
Высокие показания |
Низкие и средние показания |
Увеличение диаметра скважины |
|
2 |
Песчаник |
Минимальные показания |
В основном средние в нефтеносных пластах высокие |
Низкие показания увеличивается с ростом содержания глинистого материала |
Низкие показания |
Сужение диаметра скважины образование глинистой корочки |
|
3 |
Алевролит |
Меньше амплитуда отклонения чем против чистых песчаников |
Сопротивление такое же как у песчаников или несколько выше |
Низкие и средние показания |
Обычно пониженные показания как у песчаников |
Сужение диаметра скважины частое изменение диаметра |
|
4 |
Известняк глинистый |
Повышенные показания |
От 10 Ом*м и выше |
Средние показания обычно увеличиваются показания с содержанием глинистого материала |
Средние показания |
Номинальный диаметр |
|
5 |
Известняк |
Повышенные показания |
От 10 Ом*м и выше |
Средние показания обычно увеличиваются показания с содержанием глинистого материала |
Всплеск НГК |
Номинальный диаметр |
Построение линий кондиционных значений пористости коллекторов. Основной задачей геолога после бурения скважины, является выделение в разрезе пластов коллекторов имеющие промысловое значение. Только эти коллектора подлежат разработке, поскольку это рентабельно и экономически выгодно. Для этого чтобы разделить коллектора на промышленные и непромышленные, необходимо обосновать минимальные граничные значения пористости и проницаемости, при которых коллектор еще способен отдавать флюид. Такие граничные ФЕС называются кондиционными.
Определение кондиционных значений позволяет выделить в залежи промышленно значимых и непромышленных коллекторов. Зная это коллектора можно условно разделить на высокопродуктивные и низкопродуктивные.
Это необходимо при проектировании разработки, а также при подсчете запасов.
Существуют несколько способов определения кондиционных значений пород-коллекторов. Мы определяем по геофизическим данным.
Цель - выделение пластов-коллекторов, имеющих кондиционные значения пористости. Величину коэффициента пористости в терригенных коллекторах можно определить по методам ПС и ГК. Эти методы позволяют определить глинистость разреза. Для определения коэффициента открытой пористости методам ГК используют зависимость между глинистостью и естественной радиоактивностью горных пород, по которым определяется второй разностный параметр.
где - минимальные значения ГК против плотных известняков турнейского яруса. Показания снимаются по меньшему масштабу кривой.
- максимальные значения кривой ГК против аргиллитов малиновского надгоризонта или тульского горизонта. Показания снимают по большему масштабу кривой.
В данной работе = 0,37 мкр/час, что соответствует коэффициенту открытой пористости 7 %, т. е кондиционные значения для терригенных коллекторов Гондыревского месторождения составляет 7 %.
Пласты имеющие пористость менее 7 % или меньше 0,37 мкр/час должны исключаться из разработки, т. к они некондиционные значения открытой пористости.
Расчет проводиться на обратной стороне каждой каротажки. Полученные значения нанести на кривую ГК, определив тем самым линии кондиционных значений. Полученная линия показывает, что справа от нее остались более глинистые породы и коллектора с открытой пористостью менее 7 %, неподлежащие разработке, а слева породы коллектора со значениями открытой пористости свыше 7 %, т.е. промышленно значимые коллектора.
. Четвертый этап. Определение характера насыщения выделенных пластов-коллекторов по данным ГИС и построение корреляционной схемы
Определение характера насыщения выделенных пластов-коллекторов по данным ГИС
После проведения литологического расчленения в разрезах скважин выделены пласты-коллекторы. В качестве коллекторов могут быть не только чистые разности песчаников, но и некоторые пласты алевролита в тех продуктивных пластах, где коллекторы определить не удалось необходимо выделить пласты аналоги, которые представлены алевролитами с достаточно высокими значениями пористости по линии кондиционных значений.
Пласты аналоги необходимы для прослеживания проницаемых пластов по площади. Характер насыщения коллекторов можно определить по данным ГИС.
Нефтенасыщенные пропластки песчаников имеют высокие сопротивления (более 10 Ом*м)
Водонасыщенный коллектор обладает низким сопротивлением (меньше 10 Ом*м)
Методика построения корреляционной схемы:
. Выбор линии привязки. За линию корреляционной привязки принимают первую реперную границу в каждой скважине. От линии корреляционной привязки которую принимают за ноль с интервалом четыре метра вычерчивают шкалу.
2. Расположение разрезов скважин на схеме. Для построения корреляционной схемы необходимо выбрать опорный разрез, все остальные скважины помещаются в произвольном порядке.
. Прослеживании кровли и подошвы реперов одновозрастных пластов и пропластков. На ось каждой скважины наносят результаты литологического расчленения разреза в следующем порядке:
a) Интервалы в залегании реперов
b) Положение кровли и подошвы проницаемых пластов
Далее проводят последовательное сопоставление разрезов скважин с опорным, т. е прослеживают и соединяют одноименные границы прямыми линиями. При соединении границ пластов необходимо выполнять следующие условия:
нижнекаменноугольное отложение корреляционная схема
a) Линии соединяющие кровли и подошвы пластов должны быть примерно параллельны ране проводимым линиям соединяющих границы реперов.
b) Эти линии не должны пересекаться или иметь существенно другой наклон) Если в одной из скважин пласт сложен породой коллектором, которая в следующей замещается на неколлектор, то на половине расстояния между этими скважинами, вертикальной ломаной линией показывают условную границу фациального замещения и также поступают, если замещается только часть пласта
) Если коллектор выявлен только в одной скважине, а в соседних скважинах его нет, то рисуется выклинивание пласта.
На построенной корреляционной схеме нефтенасыщенные коллектора обозначить черным, а неколлекторы - желтым.
Корреляционная схема построена по отложениям визейского яруса, нижнего отдела каменноугольной системы. Визейский горизонт разделяется на 2 горизонта: тульсикй и бобриковский, которые в свою очередь делятся на 2 пласта.
Скважина 63
В пласте Бб2 выделено два пропластка:
· Бб1-2 залегает на глубине 1360 м, мощность1,2 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - вода.
· Бб1-1 залегает на глубине 1359 м, мощность 1 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Бб1 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1349,4 м, мощность 2,2 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - вода.
В пласте Тл2 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1336 м, мощность 1 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Тл1 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1322,6 м, мощность 2 м, породы коллектора песчаник и алевролит, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
Скважина 402
В пласте Бб2 выделено четыре пропластка:
· Бб1-4 залегает на глубине 1441,4 м, мощность 1 м, порода коллектор алевролит, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
· Бб1-3 залегает на глубине 1399 м, мощность 1 м, порода коллектор алевролит, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
· Бб1-2 залегает на глубине 1394,4 м, мощность 4 м, породы коллектора песчаник и алевролит, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
· Бб1-1 залегает на глубине 1392,4 м, мощность 1 м, породы коллектора песчаник и алевролит, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Бб1 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1380 м, мощность 2 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Тл2 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1367 м, мощность 1 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Тл1 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1357,5 м, мощность 2,5 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
Скважина 371
В пласте Бб2 выделено два пропластка:
· Бб1-2 глубина залегания 1326,4 м, мощность 2,2 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
· Бб1-1 глубина залегания 1324 м, мощность 1 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Бб1 проницаемых пропластков не выявлено.
В пласте Тл2 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1300, мощность 1,4 м, порода коллектор проницаемый алевролит, порода покрышка глинистый известняк, характер насыщения - нефть.
В пласте Тл1 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1289 м, мощность 8 м, породы коллектора песчаник и алевролит, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
Скважина 443
В пласте Бб2 выделено один пропласток:
· Глубина залегает на глубине 1351 м, мощность 8 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Бб1 проницаемых пропластков не выявлено.
В пласте Тл2 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1325 м, мощность 1 м, порода коллектор алевролит, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.
В пласте Тл1 выделен один пропласток:
· Глубина залегания 1313 м, мощность 2 м, порода коллектор песчаник, порода покрышка аргиллит, характер насыщения - нефть.