Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / КУРСОВАЯ РАБОТА, ГЕОДЕЗИЯ

Обработка результатов по данным геофизических исследований скважин.

cool_lady 552 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 46 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 25.02.2021
Целью дипломной работы является интерпретация данных ГИС по линии скважин 467-465-466-419-468-470 Этышского месторождения. Для выполнения поставленной цели выделены следующие задачи: провести корреляцию водоносных, водо-нефтеносных и нефтеносных пластов, рассчитать фильтрационно-емкостные параметры нефтеносных и водо-нефтеносных пластов. Кроме того, необходимо рассмотреть особенности техники безопасности и охраны окружающей среды при проведении ГИС.
Введение

Материалы ГИС дают возможность проводить геологическое описание разрезов скважин. Они являются исходными для изучения геологического строения залежи, месторождения и региона в целом, а также для подсчета запасов и проектирования рациональной системы разработки нефтегазовой залежи. Геофизические данные служат для оценки коллекторских свойств пластов горных пород и степени их насыщения нефтью, газом или водой и в настоящее время являются неотъемлемой частью геологических, буровых и эксплуатационных работ, проводимых при разведке и разработке нефтегазовых месторождений. Материалом для написания данной работы являлся отчет ООО “ПИТЦ Геофизика” по проделанным ГИС для пересчета запасов нефти и газа Этышского месторождения.
Содержание

Введение……………………………………………………………………………….3 1. Геолого-геофизическая характеристика Этышского месторождения 1.1. Общие сведения о месторождении…………………………………………...4 1.2. Литология и стратиграфия…………………………………………………....6 1.3. Тектоника……………………………………………………………………...11 1.4. Полезные ископаемые………………………………………………………..15 2. Теоретические основы методов ГИС 2.1. Методы электрического каротажа…………………………………………..17 2.2. Методы радиоактивного каротажа………………………………………….19 2.3. Кавернометрия………………………………………………………………..22 3. Обработка и интерпретация результатов по геофизическим методам 3.1. Комплекс, объем и качество геофизических исследований скважин……..24 3.2. Выделение коллекторов и определение эффективных толщин……………28 3.3. Определение пористости продуктивных пластов…………………………..30 3.4. Определение характера насыщение коллекторов…………………………..32 3.5. Определение коэффициента нефтенасыщенности нефтеносных пластов..34 4. Геологическое истолкование ГИС………………………………………………36 5. Охрана окружающей среды и техника безопасности при ГИС 5.1. Требования по безопасному ведению геофизических работ в нефтяных скважинах………………………………………………………………………....39 5.2. Инструктаж по технике безопасности……………………………………...42 5.3. Охрана окружающей среды………………………………………………....43 6. Заключение……………………………………………………………………..…45 7. Список литературы……………………………………………………………….46
Список литературы

1. Меркулов В.П. Геофизические исследования скважин: учебн. пособие; Томский полит. ун.-т – Томск: Изд-во ТПУ, 2008 2. Косков В.Н. Геофизические исследования скважин: учебн. пособие; Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 2004 3. [Учебные материалы онлайн ].- studwood.ru/1919626/matematika_himiya_fizika/bokovoy_karotazh (дата обращения 28.03.2020) 4. [Учебные материалы онлайн ].- studwood.ru/1919630/matematika_himiya_fizika/induktsionnyy_karotazh (дата обращения 29.03.2020) 5. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. В.М. Добрынина. - М.: Недра, 1988 6. Подсчет запасов Этышского месторождения: отчет / ООО “ПИТЦ - геофизика”; 2012 7. Губина А.И. Гуляев П.Н. Геофизические методы исследования скважин: учеб.пособие; Перм. гос. нац. исслед.ун-т. – Пермь: Книжный формат, 2016 8. Мараев И.А. Комплексная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие. - М.; , 2013 9. Правила Безопасности В Нефтяной И Газовой Промышленности: РД 08-200-98 10. [Vuzlit - архив студенческих работ].- vuzlit.ru/986335/instruktazh_tehnike_bezopasnosti (дата обращения 23.05.2020) 11. [Vuzlit - архив студенческих работ],- vuzlit.ru/986336/ohrana_okruzhayuschey_sredy
Отрывок из работы

1. Геолого-геофизическая характеристика 1.1 Общие сведения об участке работ Этышское месторождение расположено на юге Чернушинского района Пермского края, в 160 км к югу от г. Перми. Районный центр г. Чернушка находится в 8 км (рис. 1). Ближайшими нефтяными месторождениями, являются Павловское, Чарское, Чикулаевское, Трушниковское и Чернушинское. Площадь работ и окружающая территория густо заселены. Наиболее крупные населенные пункты - села Тауш, Етыш, Трушники. Связь с краевым центром осуществляется посредством Горьковской железной дороги, а также автотранспортом по трассе Чернушка-Кукуштан-Пермь. Населенные пункты связаны между собой проселочными дорогами, пригодными для движения в сухое время года. В орогидрографическом отношении площадь приурочена к водоразделу рек Тюй и Быстрый Танып, протекающих в меридиональном направлении, и представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную сетью оврагов и логов. Обе реки не судоходны. Наиболее высокие отметки рельефа не превышают 240 м. Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура +1,3?С, максимальная в июле +35?С, минимальная в январе -42?С. Среднегодовое количество осадков 500 - 600 мм. Высота снежного покрова 80 - 100 см. Максимальная глубина промерзания почв - 105 см. Растительность разнообразная – на севере района пихтово-еловые леса, на юге преобладают широколиственные породы. Основной вид почв – дерново-подзолистые, много серых лесных почв. Население района, в основном, занято в сельском хозяйстве и в нефтегазодобывающей промышленности, ведутся также лесозаготовки. Сельское хозяйство представлено зерновым направлением, мясомолочным животноводством, коневодством. Национальный состав неоднороден, преобладают русские, много татар, башкир. Основными полезными ископаемыми являются нефть и газ. Имеются месторождения строительных материалов: известняк, глины, суглинки, галечники, пески, гипс. Согласно перечню особо охраняемых природных территорий Пермского края на территории месторождения особо охраняемых объектов нет. Условия проведения буровых работ на площади удовлетворительные. Все скважины находятся вблизи источников водоснабжения. Электроэнергией площадь работ и населенные пункты снабжаются от государственной высоковольтной линии электропередач. Вблизи месторождения проходит ветка нефтепровода Калтасы-Павловка. [6] 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика Геологический разрез Этышского месторождения изучен по материалам структурного, глубокого поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 года, каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 года и девонской системы – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 году. Наиболее полный геологический разрез Этышского месторождения вскрыт скважиной 380 на глубину 2140 м и представлен породами от четвертичного до вендского возраста. Геологический разрез Этышского месторождения типичен для месторождений юга Пермского края и характеризуется увеличенной толщиной верхне-франскофаменских отложений, относящихся к карбонатному рифовому типу разрезов. Протерозойская группа – PR: Вендский комплекс – V: вендский комплекс представлен алевролитами, аргиллитами, песчаниками. Максимально вскрытая толщина вендских пород составила 93,0 м в скважине 380. Палеозойская группа – PZ: Девонская система – D: отложения девонского возраста несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены средним (живетский ярус D2g) и верхним (франский и фаменский ярусы) отделами. Средний отдел – D2 В течение почти всей среднедевонской эпохи и раннефранского времени существовала обширная зона мелководного шельфа. Отложения живетского яруса относятся к песчано-аргиллито-алевролитовому подтипу присводового типа разрезов, мощность от 7 до 15 м. Верхний отдел – D3 Франский ярус – D3f Нижний подъярус – D3f1 Нижнефранские отложения, представлены терригенными породами тиманского и пашийского горизонтов. Пашийский горизонт - D3ps Начало пашийского времени охарактеризовалось широким развитием прибрежно-морских фаций, среди которых существенную роль играли дельтовые и фации опресненных лагун, о чем свидетельствует отсутствие типично морской фауны, косоволнистая и горизонтальная слоистость. Отложения горизонта толщиной 4 - 6 м представлены, алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Тиманский горизонт - D3tm В ходе развития тиманской трансгрессии прибрежноморские фации сменялись фациями мелководного шельфа. Отложения тиманского горизонта относятся к песчано-аргиллито-алевролитовому подтипу присводового типа разрезов, толщина 10 - 15 м. Средний подъярус– D3 f2 Среднефранские отложения, представлены саргаевским и доманиковым горизонтами. Саргаевский горизонт – D3sr Представлен известняками серыми и коричневато-серыми, глинистыми. Толщина горизонта 4 - 7 м. Доманиковый горизонт –D3 dm Горизонт представлен отложениями, относящимися к кремнисто-битуминозно-известняковому подтипу. Толщина горизонта от 13 до 21 м. Верхний подъярус– D3 f3 Отложения верхнефранского яруса принадлежат к доломитоизвестняковому подтипу и представлены известняками, прослоями доломитизированными, окремнелыми и доломитами. Толщина достигает 177 м. Фаменский ярус - D3fm Отложения фаменского яруса представлены известняками серыми и светло-серыми, мелко-среднезернистыми, местами пористыми, в различной степени доломитизированными. Доломиты светло и коричневато-серые, разнозернистые, иногда мучнистые. Толщина яруса 130 - 270 м. Каменноугольная система – С Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами Нижний отдел – С1 Нижний отдел подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы. Турнейский ярус - С1t Отложения турнейского яруса представлены известняками, достигающими толщины 134 - 152 м. Известняки комковато- и детритово-сгустковые, редко биоморфные, иногда кавернозные. Визейский ярус - С1v Визейский терригенный комплекс включает отложения кожимского и окского надгоризонта. Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитами и аргиллитами. Нижний подъярус - С1v Кожимской надгоризонт- C1kzh Радаевский горизонт - C1rd Однотипные разрезы данных горизонтов характеризуются переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Толщина радаевского горизонта 4-1 м, бобриковского 20-35 м. Верхний подъярус - С1v2 Окский надгоризонт- С1оk Тульский горизонт - C1tl Горизонт по литологическим особенностям подразделяется на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную. Терригенная пачка сложена песчаниками и алевролитами. Песчаники светло-серые и коричневато-серые. Алевролиты темно-серые, неравномерно глинистые. К терригенной пачке приурочены залежи нефти. Толщина 10 – 32 м. Карбонатная пачка сложена известняками темно-серыми и серыми, микро- и тонкозернистыми с детритом. Толщина пачки 11 – 29 м. Серпуховский ярус – С1s Серпуховской ярус сложен известняками светло-серыми, почти белыми, мелко и среднезернистыми, сахаровидными, c прослоями доломитов органно-обломочными. Общая толщина верхних отложений окского надгоризонта и серпуховского яруса изменяется от 268 до 314 м. Средний отдел – С2 Средний отдел каменноугольной системы представлен башкирским и московским ярусами. Башкирский ярус – С2b Представлен известняками фораминиферово–детритовыми и комковато-водорослевыми, известняковыми раковинными песчаниками, комковатыми известняками. К башкирским отложениям приурочена промышленная залежь нефти (пласт Бш1). Толщина отложений 28 - 72 м. Московский ярус – С2m Породы яруса залегают на размытой поверхности башкирского яруса. Московский ярус объединяет верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты. Отложения верейского горизонта представлены известняками с преобладающей фораминиферовой составляющей, а также с прослоями доломитов тонкозернистых. В известняках отмечается доломитизация и сульфатизация, в доломитах - кавернозность. Толщина пород 45 - 60 м. Каширский, подольский и мячковский горизонты сложены доломитами и известняками толщиной 266 - 320 м. Верхний отдел – С3 Отложения представлены доломитами трещиноватыми и кавернозными с включениями гипса и ангидрита. Толщина достигает 200 м. Пермская система – Р: Отложения пермской системы представлены нижним отделом. Нижний отдел – Р1 Нижний отдел пермской системы представлен в полном объеме ассельским, сакмарским, артинским, кунгурским и уфимским ярусами. Ассельский + сакмарский + артинский ярусы Р1a+s+ar На мощной толще карбонатных пород ассельского, сакмарского и артинского ярусов общей толщиной до 528 м, залегают отложения кунгурского яруса. Кунгурский ярус – Р1kq В кунгурском ярусе, толщиной до 148 м, выделяются филипповский и иренский горизонты. Филипповский горизонт- Р1fl Cложен доломитами, иногда с тонкими прослоями известняков. Толщина 56 - 88 м. Иренский горизонт-Р1ir Кровля иренского горизонта четко прослеживается по данным ГИС – резким повышением на кривой КС, что обусловлено появлением мощной толщи ангидритов. Особенностью иренского горизонта является наличие 7 пачек, представленных чередованием сульфатных и карбонатных пород. Толщина горизонта 89 - 118 м. Уфимский ярус – Р1u Соликамский горизонт- Р1sl Отложения соликамского горизонта имеют толщину 24 - 110 м и залегают на размытой поверхности нижележащих породах иренского возраста. В составе горизонта выделено две толщи: верхняя – карбонатно-терригенная, нижняя – карбонатно-сульфатная. Кайнозойская группа – KZ: Четвертичная система – Q: Отложения представлены глинами, песками, суглинками, гравием и галечником. В среднем толщина отложений составляет 15 м. [6] 1.3 Тектоника В тектоническом отношении территория Этышское месторождения приурочена к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северо-западный склон Башкирского свода. Согласно схеме тектонического районирования по поверхности кристаллического фундамента рассматриваемая площадь расположена в юго-восточной части Центрального прогиба Осинской рифейской впадины. Глубина залегания поверхности фундамента достигает 10 км, увеличиваясь к востоку, в сторону осевой части впадины. Осадочный чехол, представленный верхнепротерозойским и палеозойским комплексами пород, с угловым и стратиграфическим несогласием залегает на размытой поверхности фундамента. Основная часть осадочной толщи сложена верхнепротерозойскими отложениями толщиной порядка 7600 м рифейского и вендского возрастов. В рифейское время в наиболее погруженных зонах кристаллического фундамента формировались мощные терригенные и терригенно-карбонатные толщи. Кровля рифейских отложений залегает на глубине около 2000 м и погружается в северном направлении. К поверхности рифейских отложений приурочен отражающий горизонт VВП. Вендскому этапу геологического развития предшествовал континентальный перерыв в осадконакоплении. Вендские терригенные отложения трансгрессивно залегают на образованиях гожанской свиты среднего рифея. Осадочная толща палеозоя, с которой связана основная нефтегазоносность, представлена образованиями от среднедевонских до верхнепермских отложений. В раннепалеозойское время в результате интенсивного размыва были полностью уничтожены породы ордовика, силура, нижнего и, частично, среднего девона. Вследствие этого, отложения девона со стратиграфическим несогласием залегают на породах венда. По отложениям палеозоя площадь исследования расположена в пределах Чернушинской валообразной зоны на северо-западном склоне Башкирского свода, по верхнедевонско-турнейским отложениям - в пределах Чернушинско-Тартинского атолла. С эйфельского времени на исследуемой площади осадконакопление происходило в прибрежно-морских условиях, периодически сменявшихся обстановками мелководного шельфа. В структурном плане кровли терригенных отложений тиманского горизонта, в целом наблюдается унаследованность строения с поверхностью рифейских отложений. В позднетиманское время установились мелководные условия осадконакопления. Произошла смена преимущественно терригенного литогенеза на карбонатный. Среднефранское время характеризуется началом заложения Камско-Кинельской системы впадин. По данным бурения и сейсморазведки верхнефранско-турнейская толща представлена рифовым и зарифовым типами разреза. Рифовый тип разреза развит на большинстве поднятий Чернушинской валообразной зоны и, в частности, Этышского и Западно-Чарского. В визейское время территория - прибрежная равнина, наклоненная к юго-востоку и периодически заливавшаяся морем. В результате этого, терригенные визейские отложения характеризуются сильной литологической изменчивостью по площади. В радаевское и бобриковское время на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. В радаевское время море распространялось с юго-востока. В северо-западном направлении происходит смена морских условий осадконакопления лагунными. В бобриковское время широко развиваются речные долины. В тульское время интенсивность приноса песчаного материала палеореками значительно ослабевает. Толщина песчаных образований тульского горизонта достигает 30 м. С конца тульского времени усиливается трансгрессия моря и в морском мелководном бассейне происходит накопление органогенно-обломочных известняков. Послетульское развитие территории ознаменовалось дальнейшей трансгрессией моря. В мелководно-морских условиях, унаследованных от позднетульского времени, формировались известковистые осадки. В целом, обстановка осадконакопления вплоть до верхнего карбона оставалась практически унаследованной, кроме верейской трансгрессии эпиконтинентального моря, которая привела к накоплению терригенно-карбонатных отложений известняков, аргиллитов с прослоями песчаников и алевролитов. По кровле башкирского яруса выявленные структуры ещё более выполаживаются. Поверхность башкирских карбонатов погружается преимущественно в северо-северо-восточном направлении. В верейских мелководно-морских отложениях встречаются прослои песчаников. В каширское и подольское время в условиях мелководного морского бассейна происходило формирование слабопроницаемых карбонатных осадков. Для всех поверхностей нижнего и среднего карбона (ОГ IIп, IIк, Iп) на рассматриваемой площади характерно общее плановое соответствие структурных форм с выполаживанием вверх по разрезу, иногда вплоть до их раскрытия. С конца мячковского времени происходило обмеление и периодическое засолонение морского бассейна. Позднее осадконакопление на изучаемой площади шло в условиях лагунно-морских обстановок с формированием карбонатно-сульфатной толщи. Позднекаменноугольная эпоха геологического развития характерна дальнейшим обмелением и засолонением моря, начавшимся в мячковское время. В карбонатах преобладали доломитовые отложения с включениями гипса и ангидрита. Нижнепермский период развития территории характеризуется наиболее активными проявлениями заключительной стадии герцинского тектогенеза. Режим морского мелководного бассейна был унаследован от позднего карбона. Артинский век характерен усложнением фациальной обстановки осадконакопления в связи с усилившейся дифференциации герцинских тектонических движений земной коры. В кунгурский век отчетливо прослеживается дальнейший переход от нормального морского режима развития к мелководно-морскому, прибрежно-морскому и лагунному, начавшимся в артинский век. В иренское время формировались сульфатно-карбонатные породы. Позднепермская эпоха характеризуется ускоренным переходом к преобладанию континентального режима геологического развития. В соликамское время еще сохранился мелководный морской бассейн. Основную роль в образовании современных структурных форм в палеозое имели тектонические движения завершающей фазы герцинского тектогенеза, начиная с позднедевонского времени. Башкирский свод, в пределах которого расположена рассматриваемая площадь является сложнопостроенной структурной формой. На образование свода значительное влияние оказали Осинская рифейская впадина и Камско-Кинельская система впадин. Наиболее четко свод выделяется по кровле девона и каменноугольным отложениям. Основной и наиболее характерной структурной формой, определяющей строение палеозойского комплекса свода, является Чернушинская валообразная зона, расположенная в северо-восточной части северного склона Башкирского свода. Чернушинская валообразная зона проявилась в конце вендского времени. К началу франского века амплитуда ее достигла 8 - 10 м. В течение пашийско-тиманского времени вал не формировался. Незначительный рост его (5 -8 м) наметился в среднефранское время. С конца этого времени и до начала каменноугольного периода формировался прогиб с амплитудой 10 - 15 м. В нижнем карбоне на месте прогиба образовалась валообразная зона с амплитудой до 10 - 15 м. В дальнейшем, начиная с окского времени и до конца башкирского века, происходил заметный (5 - 10 м) рост валообразной зоны. К началу кунгурского века амплитуда зоны местами достигла 15 - 20 м, структурные и палеотектонические построения свидетельствуют об интенсивном формировании валообразной зоны в послепермское время. Локальные поднятия, расположенные в пределах Чернушинской валообразной зоны, формировались в то же время, что и зона в целом. [6] 1.4. Полезные ископаемые По состоянию на 01.01.2017 г. на государственном балансе по Этышскому месторождению в пределах лицензии ПЕМ 12496 НЭ числятся начальные запасы нефти в количестве: по категории В1 – 12283/3466 тыс. т (геологические/извлекаемые). Извлекаемые запасы растворенного газа в целом по месторождению в пределах лицензии ПЕМ 12496 НЭ составляют по категории В1 – 96 млн. м3. В нераспределенном фонде недр числятся начальные запасы нефти: по категории В1 – 374 тыс. т (геологические) и 112 тыс. т (извлекаемые), извлекаемые запасы растворенного газа категории В1 – 3 млн. м3. Предлагаемые на утверждение начальные запасы нефти в целом по месторождению составили: по сумме категорий А+В1 геологические – 12657 тыс. т, извлекаемые – 4021 тыс.т. Накопленная добыча по месторождению – 1196 тыс.т. Предлагаемые начальные запасы растворенного газа составили: по сумме категорий А+В1 геологические – 336 млн.м3, извлекаемые – 114 млн. м3. Накопленная добыча газа по месторождению составляет 43 млн. м3. В пределах лицензии ПЕМ 12496 НЭ предлагаемые на утверждение начальные запасы нефти составили: по сумме категорий А+В1 геологические – 12283 тыс. т, извлекаемые – 3900 тыс.т. Предлагаемые начальные запасы растворенного газа составили: по сумме категорий А+В1 геологические – 326 млн. м3, извлекаемые – 111 млн. м3. В нераспределенном фонде недр предлагаемые на утверждение начальные запасы нефти составили: по категории В1 геологические – 374 тыс. т, извлекаемые – 121 тыс.т. Предлагаемые начальные запасы растворенного газа составили: категории В1 геологические – 10 млн. м3, извлекаемые – 3 млн. м3. По сравнению с числящимися на государственном балансе, начальные геологические запасы нефти по категории АВ1 в целом по месторождению не изменились и составляют соответственно 12657 тыс.т. Начальные извлекаемые запасы увеличились с 3578 до 4021 тыс. т (+12,4%). Начальные извлекаемые запасы растворенного газа по категории АВ1 увеличились с 99 до 114 млн. м3 (+15,9%). [6] 2. Теоретические основы методов ГИС 2.1. Методы электрического каротажа Электрический каротаж— геофизические исследования в скважинах, основанные на измерении электрического поля, возникающего самопроизвольно или создаваемого искусственно. Электрический каротаж используется для оценки литологического состава пород, слагающих стенки скважины, выделения в них нефтегазонасыщенных, рудных и водонасыщенных пластов, оценки их параметров, корреляции разрезов различных скважин, контроля технического состояния скважин и т.п. Физическая основа электрического каротажа — различие электрических свойств горных пород.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Курсовая работа, Геодезия, 37 страниц
600 руб.
Курсовая работа, Геодезия, 55 страниц
750 руб.
Курсовая работа, Геодезия, 23 страницы
276 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg