Коллекторские свойства продуктивных толщ,

Содержание

Введение…………………………………………………………………………. .4

1 Геолого-геофизическая характеристика района и месторождения………...5

1.1 Общие сведения о месторождении………………………………………….5

1.2. Стратиграфия и литология …………………………………………………6

1.3 Тектоника……………………………………………….……………………10

1.4 Коллекторские свойства продуктивных толщ, 

их нефтенасыщенность ………………………………………………………….11

1.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения……………………12

2 Техника и методика геофизических  исследований в скважинах, 

  применяемых на месторождении Нуралы……………………………………14

2.1 Комплекс ГИС, применяемый на месторождении………………………. .14

2.2 Производственно-технические условия……………….…………………. .15

2.3 Физические основы применяемых геофизических методов……………...16

2.3.1. Методы кажущегося сопротивления…………………………………….16

2.3.2 Метод потенциалов собственной поляризации………………………….16

2.3.3 Каверно-профилеметрия…………………………………………………..17

2.3.4 Микрокаротажное зондирование…………………………………………17

2.3.5 Индукционный каротаж…………………………………………………...18

2.3.6 Гамма-каротаж……………………………………………………………..18

2.3.7 Гамма-гамма-каротаж……………………………………………………..19

2.3.8 Нейтронные методы…………………………………………………...…..20

2.3.9 Акустический каротаж…………………………………………………….20

2.3.10 Микрокаротажное зондирование………………………………………..21

2.3.11 Боковой каротаж………………………………………………………….22

2.3.12 Микробоковой каротаж………………………………………………….23

3. Аппаратурное обеспечение ГИС  ….………………..……………………….26

3.1 Электрокаротаж  …...………………………………………………………..26

3.2 Скважинный прибор СКПД-3……………..………………………………..27

3.3 Скважинный прибор АИК-5………………………………………………...27

3.4 Аппаратура СРК-01………………………………………………………….28

3.5 Аппаратура СГП-АГАТ……………………………………….…………….30

3.6 Прибор АКВ-1………………………………………………………………..30

3.7 Прибор МК-УЦ……………………………………..………………………..31

Заключение………………………………………………………………………..34

Список используемой литературы…………………………………………….. 35 

















1 Геолого-геофизическая характеристика района и месторождения



	            1.1 Общие сведения о месторождении 



В 1985- 1989 гг. Структура моноклинно-блоковая  Нуралы была обнаружена Турланской геофизической экспедицией по отчетам сейсморазведки МОГТ. Поиско-разведочное  бурение на месторождении началось в 1987 г. и из скважины номер 3-Н было получено поступление газа и конденсата. В 1995 году она была уже готово под глубокое поиско-разведочное бурение по отражающему горизонту Ю-IV, прикрепленному к среднеюрским отложениям.

Этими работами обнаружены и закартированы 3 антиклинальных поднятия: структура Центральный, Западный и Восточный Нуралы. В 1989 году площадь добавочно изучена тщательной сейсморазведкой с привязкой к материалам бурения.

Поиско-разведочное бурение глубочайших скважин на месторождении рассмотрена в  Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией, позже ЮКНРП в период с 1987 по 1993 г было пробурено 26 поиско-разведочных скважин.

Нефтепромыслово-геофизические исследования (ГИС) в скважинах проводилось Тюлькубасской экспедицией ГИС.

По результатам работ обнаружены и изучены залежи нефти и газа в верхнеюрских отложениях, в арыскумском горизонте нижнего мела и газонефтяная залежь в дощанской свите средней юры.

Технологический анализ нефти и газа, измерения коэффициента нефти с водой выполнялось в физико-химической лаборатории ТОО «Мунайгазгеолсервис».

Месторождение Нуралы в управленческом отношение находится в Кызылординской области, Теренозекском районе Республики Казахстан. Географическое расположение месторождения в южной части Торгайской низменности и обусловлено координатами 46>02’-46>17’с.ш. и 65>13’-65>24’в.д. (рисунок 1.1).

Ближними населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалгаш (130 км), Жусалы (125 км), Карсакпай (210 км). Расстояние от г. Кызылорда 140 км и г. Жезказган составляет  260 км  до областных центров. В 250 км от месторождения к востоку расположен нефтепровод Павлодар-Шымкент, контактирующий с нефтепроводным месторождением Кумколь.

 В прямой близости от месторождения Нуралы (в 5-7 км к северо-западу) расположены месторождения Восточный Кумколь, Кумколь. 

В орографическом отношении район представляет собой слабовсхолменную равнину с редкими массивами бугровистых песков, усложненная чинками и покрытая обыкновенной для полупустынь ксерофильной растительностью (саксаул, чингиль и т.д.). Абсолютные отметки рельефа 110-130 м над уровнем моря. Относительные превышения 5-10 м. По характеру сейсмики район относится к сейсмическим территориям.

Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур воздуха, малым количеством осадков (около 100-150 мм за год). Максимальные температуры летом +30,+35С, минимальные зимой –35,–38С. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время –бураны. Водные артерии на площади работ отсутствуют, имеются артезианские скважины, пробуренные Кызылординской гидрогеологической экспедицией для водоснабжения отгонного животноводства.

Обеспечение буровых технической и буровой водой производится из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды с минерализацией 0,6-0,9 г/л из отложений сенон-турона с глубины от 50-80 м до120-130 м. Вода не соответствует требованием ГОСТу в качестве употребления как питьевой, из-за высокой консистенций фтора. [13]



Рисунок 1.1– Обзорная карта района  



1.2 Стратиграфия и литология 



Месторождение Нуралы имеет площадь выступа Нуралы, расположенного в центральной Аксайской горст-антиклинали, разделяющей Арыскумскую и Акшабулакскую грабен синклинали.  

По платформенному структурному ярусу мел-палеогена (до 2.0 км) месторождение находится в эпицентральной части Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины [1].

В строении месторождения имеют участие отложения средних и верхних отделов юрской системы, палеогена и мела.

Юрская система: (J) в районе делится на три комплекса: нижний – в составе сазымбайской и айбалинской свит (нижний отдел), средний – в составе дощанской (нижний-средний отделы) и карагансайской свит и верхний – в составе кумкольской и акшабулакской свит верхнего отдела. Нижний ритмокомплекс развит за пределами площади месторождения.

Средний ритмокомплекс отнесен непосредственно к северо-востоку от выступа Нуралы и на прилегающих к нему бортовых частях Центрально-Акшабулакской и южной периклинали Северо-Акшабулакской мульд за пределами поднятия Нуралы.

Верхний ритмокомплекс по разломам поверхности фундамента разделяет наиболее поднятую часть фундамента в его крыльевых частях и совместно распространен на площади выступа, делющего Центрально-Северо-Акшабулакской мульды.

Дощанская свита (Л-2 ds) в скважине 1-П Бектас представляет переслаивание серых песчаников, темногато-серых алевролитов и аргиллитоподобных глин, с преобладанием песчаников толщиной 515 метров.

Карагансайская свита (J2 kr) представлена темногато-серыми аргиллитами, прослоями сильно глинистыми алевролитами, в верхней части (до 15 км) переходящими в тонко рассланцованные, обогащенными битумом(горючие сланцы). Толщина увеличивается с удалением от границы выклинивания от 14 м (скважина№19) до 219 м (скважина №6). Свита имеет КС от 8 до 15 Омм, горючие сланцы 20-25 Омм, значения ГК соответственно 14-16 и 5-8 мкР/час. Свита является флюидоупором над дощанской свитой.

Толщина среднего ритмокомплекса в составе обоих свит изменяется от 85 до 254 м в основном за счет изменения толщины карагансайской свиты.

Кумкольская свита (J3km) делится на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты, из которых нижняя подсвита является только на внутренних частях грабен-синклиналей, а на большей части подсвиты , по всей вероятности, отсутствует.

Нижняя подсвита (J3km1) бывает только в грабен-синклиналях. В районе месторождения она выделяется в разрезах скважин №12,14 и 19, представлена темногато-серыми аргилитоподобными глинами толщиной 13-34 м, имеет КС 3-5 Омм, значения ГК на уровне 10-11 мкР/час.

Средняя подсвита (J3km2 2 ) определена только на Нуралинском выступе, где она развита повсеместно в толщине от 30-140 м. На этом выступе она выклинивается к юго-западу и отсутствует в разрезе скважины №9. Максимальные толщины определены на северо-восточной части выступа (скважин №14,19).

Подсвита делится на два горизонта: нижний и верхний.

Нижний горизонт (J3km21) На структуре Нуралы в нижней части заложен залегающими на поверхности фундамента или на нижней подсвите базальными серыми песчаниками, разнозернистыми, переходящими в оснований в гравелитистые песчаники и гравелиты на глинистом цементе. Горизонт имеет прослой темногато-серой глины и в кровле представлен песчаником с базальным карбонатным цементом, который является репером. Толщина горизонта на этой части площади от 10 до 30 м. Коллекторы его отнесены к продуктивному горизонту Ю-III. 

В северо-восточной части Нуралинского выступа (скважины № 12,14, 19) горизонт занимает переслаиванием серых глинистых алевролитов, мелкозернистых кварц-полево шпатовых песчаников на глинистом цементе, часто с тонкими прослоями песчаника на карбонатном цементе общей толщиной 55-63 м. в разрезе скважины №15 к нему относится пачка алевролитов (23м) в основании верхнеюрского разреза.

Верхний горизонт (J3km2) среднекумкольской подсвиты представляет темногато-серыми озерными глинами, в разной мере алевритистыми, широко встречающийся  на территорий Арыскумского прогиба. Толщина его меняется в больших пределах 7-15 м. В юго-западной части Нуралинского выступа (скважин № 2, 13, 16, 21), до 20-60 м северо-восточной части (скважин № 4, 5, 7, 12, 14, 19). Горизонт является покрышкой над коллекторами нижнего горизонта, кровлей его является репером. Толщина горизонта на этой части площади от 10 до 30м. Коллекторы его относится к продуктивному горизонту Ю-III.

Верхний горизонт (Jзkm2) среднекумкольской подсвиты имеет темногато-серые озерные глинами, в разной мере алевритистыми, широко встречающийся на территории Арыскумского прогиба. Толщина его изменяется в больших пределах от 7-15 м в юго-западной части Нуралинского выступа (скв. № 2, 13, 16, 21) до 20-60 м в северо-восточной части (скв. № 4, 5, 7, 12, 14, 19). Горизонт имеет покрышку над коллекторами нижнего горизонта, кровлей его является репером.

Глинисто-алевролитовые отложения подсвиты имеют КС 4-6 Омм, значения ГК по глинам верхнего горизонта 11-12 мкР/час, по нижнему горизонту, дифференцированные значения от 6 до 9-10 мкР/час. Нижний горизонт имеет повышенные значения НГК (1,7-1,95 у.е.) в сравнении с верхним (1,5-1,7 у.е.).

Верхняя подсвита кумкольской свиты (Jзkmз) имеет более широкое распространение, и также выклинивается к наиболее поднятым частям выступа фундамента.

Она представлена серыми глинами, глинистыми алевролитами, преимущественно мелкозернистыми песчаниками, слабо сцементированным глинистым цементом и песками, содержит тонкие прослои песчаников с базальным карбонатным цементом.

Песчаные отложения развиты преимущественно в кровельной части подсвиты (продуктивный горизонт Ю-I), и нижней части подсвиты (продуктивный горизонт Ю II). Средняя часть сложена глинами и глинистыми алевролитами с тонкими прослоями песчаников.

В нижней части не повсеместно на Нуралинском выступе и за его пределами распространен слой мелкозернистого песка толщиной 20-25 м, отнесенный к аллювиальному русловому литотипу. На Нуралинском выступе скв. № 5, 13, 14, 16, 17) он залегает на глинах верхнего горизонта среднекумкольской подсвиты. В скважине № 4 и за пределами выступа в скважинах № 6, 12, 15, 19 он отделен от кровли среднекумкольской подсвиты пачкой переслаивания глинистых алевролитов и песчаников с прослоями глины общей толщиной от 15 до 52 м, залегая с размывом подстилающих отложений на разных стратиграфических уровнях подстилающих отложений. В западной части Нуралинского выступа (скв. № 1, 2, 7, 21) и в его северо-восточной части (скв № 12) пески замещены глинистыми алевролитами и глинами с прослоями песков в разных частях разреза озерно-пойменного литотипа.

Общая толща подсвиты на Нуралинском выступе составляет 39-54 м, увеличиваясь в его северо-восточной части до 73-94м(скв. № 12,14) и к востоку до 85-86м (скв. № б, 15, 19). Подсвита в верхней части имеет значения КС 2,5-3 Омм, в нижней части (ниже подошвы руслового литотипа) КС возрастают вниз по разрезу от 3 до 4,5 Омм, характеризуясь низкими значениями ГК от 4 (песчаники) до 10 (глинистые алевролиты) мкР/час, сравнительно вмещающих отложений. Серая окраска пород, снижений значений ГК и увеличение песчанистости вниз по разрезу служат критериями определения кровли кумкольской свиты.

Общая толща кумкольской свиты в юго-западной части Нуралинского выступа в полном стратиграфическом объеме меняется от 62 до 117 м, к северо-западу и востоку увеличивается до 203-240 м.

Акшабулакская свита (J3ak) в основном в верхней части представлена разноцветными глинами, алевролитами, имеющими в нижней части зеленовато-серую окраску, с подчиненными прослоями песчаников. На северной части поднятия Аксай и на северо-западной части поднятия Акшабулак наблюдается увеличение песчанистости разреза. Толщина свиты от 65 до 134 метров.

Аналогичный литологический состав верхнекумкольская подсвита имеют в западной (скважин №4-Аксай) и южной (скважин.№ 10, 29) частях площади месторождения.

Толща верхнеюрского отдела на юго-западной части Нуралинскогo выступа примерно в пределах 145-188 м с увеличением на его северо-восточной части и к востоку до 317-372 м.

Меловая система (К1)  

Отложения мела в районе площади работ делятся на даульскую свиту неокома, толщу апта-нижнего альба, кызылкиинскую свиту верхнего альб-сеномана,  карачетаускую свиту альба и нерасчлененную толщу турон-сенона.

Даульская свита (К1пс) делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнедаульская подсвита (К1пс1) по литологическому составу пород делится на два горизонта: нижний (арыскумский) и верхний.

Арыскумский горизонт (К1nc1ar) распространен повсеместно, кроме участка в районе скважины 5-Аксай, где его кровля выклинивается к поверхности фундамента. Горизонт в полном стратиграфическом объеме представляет только в периферийной части площади, где он залегает на поверхности акшабулакской свиты верхней юры. На крайней юго-западной части выступа Нуралы и на центральной части поднятия Нуралы он отделен по своей нижней части (скважин №11, 22, 30), выклинивающейся к выступу рельефа поверхности фундамента, сформированному в тафрогенный этап развития.

На большей юго-западной части площади арыскумский горизонт делится на две толщи. Верхняя толща имеет коричневые алевритистые глины и слоем глинистого алевролита в кровле горизонта (аналог продуктивного горизонта М-I на других месторождениях). Толща его относительно постоянна, с незначительным совращением (от 54 до 45 м) в юго-западном направлении.

Нижняя толща в северо-восточной части площади представляет ритмичные переслаивания слоев коричневых глинистых алевролитов и алевритистых глин, выделяемых разными значениями ГК и НГК. Толща ее меняется в больших пределах от  97-99 м на северо-востоке 1 до 2.0 м (скважина. № 22) на юго-западе по указанным выше причинам.  

Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты (К1тс12) представлен прослоями коричневых слабо алевритистых глин. Толщина с северо-востока на юго-запад изменяется от 150-160 м до 122 м. Горизонт является региональным флюидоупором.

Верхнедаульская подсвита (К1nc2) в нижней части представлена, коричневыми песками и слабосцементированными песчаниками с прослоями коричневых глинистых алевролитов и глин. В верхней части в разрезе преобладают глинистые алевролиты и глины. Толща 214-260 м.

Апт-нижний альб (К1a-al1) имеет серые и коричневые глины, алевролиты и слоями песчаников на карбонатном и глинисто-карбонатном цементе. Толщина изменяется от 99 до 172 м. Представляет в районе флюидоупор над коллекторами верхнедаульской подсвиты.

Карачатауская свита (К 1 all-2) в основании представлена гравелитами, в остальной части разреза преимущественно серыми песками со слоями темно-серых глин. Толщина от 186 до 243 метров.

Кызылкиинская свита (Kl-2al3-s) сложена разноцветными глинами и алевролитами со слоями песков в средней части толщиной от 94 до 157 метров.

Турон-сенон (K2t-sn) в основании разреза сложен серыми песчаниками, выше переслаиваниями песков, серых и разноцветных глин. Толщина 430-480 метров.

Палеогеновая система (Р). Нерасчлененные отложения системы в основной части представлена морскими зеленовато-серыми глинами, в нижней части также мергелями (190-250 м) палеоцена и эоцена, в верхней части, красно-коричневыми глинами олигоцена (до 100 м). Перекрыты суглинками и супесями четвертичной системы (до 20 м). Толща изменяются в зависимости от глубины среза четвертичными отложениями. [1]



1.3 Тектоника 



По юрскому тафрогенному структурному ярусу (ОГ PZ) месторождение Нуралы занимает площадь Центральной части Аксайской горстантиклинали и юго-западной части выступа Нуралы.

Основными складчато-глыбовыми структурами площади является Центральное поднятие (район скважин № 10, 11, 22, 26, 28, 29), Северное поднятие (район скважин № 8,4 Аксай).

Два последних отделены от Центрального поднятия седловинами.

Все указанные структурные элементы представляют выступы. (горст), ограниченные с востока и запада уступами поверхности фундамента.

Выступы поверхности фундамента Центральный и Западный Нуралы ограничивают распространение верхнеюрского ритмокомплекса, а выступ Северный Нуралы - среднеюрского ритмокомплекса. Соответственно в строении поднятий Центральный и Западный Нуралы участвуют только отложения мела-палеогена, в северной части также верхнеюрский ритмокомплекс.

По кровле арыскумского продуктивного горизонта (OГ-IIаr) каптируется три локальных поднятия, унаследованные рельефу фундамента.

Центральное поднятие (район скважин № 10, 11, 22, 26, 28) приурочено к наиболее поднятой части поверхности фундамента и представляет собой брахиантиклиналь сложной конфигурации. По замкнутой изогипсе 1570 м имеет размеры х км и амплитуду м.  

Севернее Центрального поднятия в районе скважин № 1, 2, 4, 5, 7, 9, 13,  15, 21 выделяется антиклинальная структура, осложненная субмеридиональными тектоническими нарушениями.

Тектоническими нарушениями FI и F2 структура разделена на три блока: западный (район скважины № 7) опущенный; центральный (район скважин № 1, 2, 5, 13) приподнятый и восточный (район скважин № 4, 6, 15) опущенный.

Западный блок структуры представляет собой полуантиклиналь и по замыкающей изогипсе -1710 м имеет размеры 8 х 13км при амплитуде 90м.

Центральный блок представляет собой антиклинальную структуру субмеридионального простирания и имеет размеры 10 х 2,5 км, амплитуду до 40 м.

Восточный блок представляет собой опущенное крыло структуры Центрального блока.

Западное поднятие в районе скважин № 8-4 Аксай представляет собой брахиантиклиналь и по замыкающей изогипсе -1590 м имеет размеры3.5x 1,3 км.

Юрские отложения имеют распространение только в пределах Северного поднятия, где поверхность фундамента погружается относительно Центрального и Западного поднятий.

По кровле продуктивного горизонта Ю-I выделяется вытянутая антиклинальная структура с двумя выраженными сводами северный в районе скважин №1, 5 и южный свод в районе скважин № 2, 13.

Северный свод (район скважин № 1,5) по изогипсе -1700 м имеет размеры  3,5 х 2,0 км при амплитуде более 30 м.

Южный свод (район скважин № 2,13) по изогипсе -1700 м имеет размеры 2,0 х 1,0 км при амплитуде более 10 км.



1.4 Коллекторские свойства пород, толщ их нефтегазонасыщенность 



В Арыскумском прогибе Южно- Тургайской впадины к настоящему времени открыты 17 месторождений нефти и газа. Ряд месторождений (Кумколь, Южный Кумколь, Акшабулак, Ащисай, Арысская, Коныс) введены в эксплуатацию.

В пределах Арыскумского прогиба залежи нефти и газа открыты в нижненеокомских, верхне- и среднеюрских отложениях.

Развитие коллекторов в разрезе нижнеюрского комплекса и наличие нефтенасыщенного керна в отдельных скважинах свидетельствует об их перспективности. На отдельных площадях (Кызылкия, Акшабулак, Кенлык) в ряде скважин установлена нефтегазоносностъ отложений фундамента (ее выветренной части). Однако, ограниченное и спорадическое распространение зон разуплотнения отложений фундамента, затрудненное в оценке фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и незначительные притоки нефти и газа не позволяют однозначно говорить о промышленной значимости таких участков.

На месторождении Нуралы установлена промышленная нефтегазоносностъ нижненеокомских (горизонты М-II-l, М-II-2, М-II-3, М-II-4), верхнеюрских (горизонты Ю-0,Ю-II, Ю-III) и среднеюрских (горизонт Ю-IV) отложений.

В соответствии с последовательностью образования коллекторских резервуаров арыскумского горизонта (нижний неоком) на месторождении Нуралы выявлены: одна газонефтяная залежь горизонта М-II-l и три нефтяные залежи горизонтов М-II-2, М-II-3 и М-II-4.

В верхнеюрском разрезе основные залежи нефти и газа приурочены к горизонту Ю-0 (район скважин.№ 1, 2, 13) и горизонту Ю-II (скважин № 1, 5, 2) и горизонту Ю-III (район скважин № 1, 13).

В нижненеокомском продуктивном комплексе месторождения Нуралы выделяются четыре продуктивных горизонта М-II-l, М-II-2, М-II-3, М-II-4.

Площади продуктивности совпадают в плане только у горизонтов М-II-3 и М-II-4.

К горизонту М-II-l приурочена газонефтяная залежь, осложненная тектоническим нарушением субмеридионального простирания.



1.5  Гидрогеологическая характеристика месторождения 



Месторождение Нуралы находится в пределах южной части Торгайского артезианского бассейна. Торгайский бассейн первого порядка является обширной Южно-Торгайской впадиной меридионального простирания.

По химическому составу пластовых вод в разрезе Южно-Торгайской впадины выделяются три гидрохимические зоны: верхняя, средняя, нижняя.

Верхняя зона включает верхнемеловой водоносный комплекс, водоносные горизонты палеогена и грунтовые воды неогено-четвертичных отложений. Пластовые воды этой зоны пресные, сульфатно-гидрокарбонатно-хлоридного состава минерализации, являются фильтрационными активного инфильтрационного гидрохимического режима поверхностных вод.

Средняя гидрохимическая зона в составе карачетауской свиты апт-альба характеризуется разной величиной и минеральным составом: от пресных и слабосоленых вод в бортах Арыскумского бассейна, аналогичных по солевому составу верхней зоне, и до высокоминерализованных хлоридно-натриево-кальциевого состава во внутренней части бассейна.

Питание горизонтов осуществляется в основном за счет инфильтрации атмосферных осадков на участках выходов их на поверхность и частично – фильтрации паводковых вод (долины рек Белеуты и др.).

Они характеризуются свободным водообменом и неблагоприятными для образования и сохранения залежей углеводородов (УВ) условиями.

Нижняя зона в составе водоносных комплексов, неокома и юры содержит пластовые воды хлоридно-натриево-кальциевого состава, величина минерализации которых увеличивается с глубиной залегания до 100 г/л. Пластовые воды этой зоны относятся, в основном, к седиментогенным элизионного (застойного) гидрохимического режима, с участием фильтрационных поверхностных вод в краевых частях бассейна, где наблюдается увеличение в долевом составе сульфатов и гидрокарбонатов при снижении величины минерализации до 18 г/л.

Пластовые воды всех продуктивных горизонтов напорные. Дебиты воды, преимущественно высокие. Они изменяются в зависимости от параметров коллекторов: В наиболее высокопористых статический уровень воды устанавливается очень быстро, в .связи с чем уровень прослеживается на конечной стадии его определения, или определить скорость восстановления и дебит не удается.

Коэффициент отклонения пластового давления от гидростатического для продуктивных горизонтов достигает 1,02. Геотермический градиент меняется от 4,1 до 4,5 С на 100 м.

Минерализация и солевой состав пластовых вод сенона не изучены. Вода использовалась для бытовых нужд в процессе буровых геологоразведочных работ.

В целом по району пластовые воды альб-сеномана и сенона используются для орошения, водоснабжения пастбищного животноводства, для питья не рекомендуются из-за повышенного содержания фтора. Пластовые воды альб-сеномана используются для поддержания пластового давления (месторождение Кумколь).

 



























 









2 Техника и методика геофизических  исследований в скважинах, 

        применяемых на месторождении Нуралы



2.1 Комплекс ГИС, применяемый на месторождении



На месторождении Нуралы перед геофизической службой стояли следующие геологические задачи:

а) литологическое расчленение разрезов скважины;

б) выделение в разрезе скважин пластов-коллекторов;

в) определение характера их насыщения и количественное определение коллекторских свойств (коэффициентов пористости, глинистости, нефтенасыщения);

г) корреляция разрезов скважин;

д) контроль за техническим состоянием скважин.

Любая совокупность нескольких геофизических методов, совместно применяемых для исследования скважин, называется комплексом геофизических методов.

Комплекс геофизических исследований определяется в зависимости от поставленных геофизических задач, геолого-геофизической характеристики изучаемого разреза, степени его изученности и условий скважинных измерений.

Во всех скважинах выполняется обязательный комплекс геофизических исследований, который включает исследования по всему стволу скважины в масштабе глубин 1:500 методами: КС (стандартные зонды A2.0M0.5N и N0.5M2.0A), ПС, ГК, кавернометрию, инклинометрию (через 25 м).

Детальные исследования проводятся в интервалах продуктивных отложений в масштабе глубин 1:200 методами: КС, ПС, кавернометрия, ИК, БК, МБК, МКВ, МКЗ, АК, ГК, НГК, 2ННКт, ГГК-П и термометрия.

При проведении данного комплекса решаются следующие геологические задачи:

а) оценка литологии расчленение и корреляция разреза, определение границ пластов, последовательности и закономерностей их залегания и распределения по площади, изучение геологического строения месторождения;

б) выделение в разрезе пластов-коллекторов, оценка характера их насыщения и количественное определение коллекторских свойств, нефтегазонасыщенности и эффективной мощности.

В таблице 2.1(приложение З) представлен комплекс геофизических исследований, решаемые каждым методом задачи, используемая аппаратура, зонды и источники, а также рекомендуемые скорости записи кривых.



2.2 Производственно-технические условия



При бурении поисковых скважин принимается следующая конструкция скважин (рисунок 2.1), которая должна обеспечивать успешную проходку скважин, качественное вскрытие продуктивных горизонтов и противовыбросовую безопасность:

а) направление 426 мм спускается на глубину 5-8 м и во избежание разлива устья скважины забутовывается циркулирующим раствором;

б) кондуктор 299 мм спускается на глубину 80 м и цементируется до устья с целью перекрытия рыхлых отложений палеогена;

в) техническая колонна 219 мм спускается на глубину 750 м с целью перекрытия водоносных отложений верхнего мела и установки ПВО;

г) эксплуатационная колонна спускается на глубину 1800±250 м и цементируется до устья скважины, с целью испытания продуктивных горизонтов нижнего мела и верхней горы;

д) герметичность колонны проверяется опрессовкой на 20 МПа и снижением уровня на 1000 м от устья скважины.

С учетом параметров коллекторов, расстояние между эксплуатационными скважинами рекомендовано  500-800 м. Проектная глубина всех скважин принимается из расчета вскрытия верхнеюрского горизонта на полную мощность, ожидаемой отметкой ВНК-1200 м, амплитуды устьев в среднем 120 м, вскрытие зумпфа ниже подошвы горизонта на глубину 30 м, то есть 1350 м.

Бурение поисковых и разведочных скважин производилось буровыми станками БУ-3000 и БУ-75 с одинаковыми диаметрами и конструкциями.







Рисунок 2.1 –	 Разрез конструкции эксплуатационной скважины и схема проведения ГИС









	

	

	



2.3 Физические основы применяемых геофизических методов

	

2.3.1. Методы кажущегося сопротивления. Методы кажущегося сопротивления основаны на изучении распределения искусственного стационарного и квазистационарного электрических полей в горных породах. Обычно кажущееся удельное сопротивление среды, окружающей зонд определяется по наблюденным значениям потенциалов ?U или напряженности электрического поля Е, созданного источником тока силой J. Связь между удельным электрическим сопротивлением (электропроводностью) изотропной среды, плотностью тока, напряженностью и потенциалом поля выражается соотношением

			

																(2.1)

									

	где	jпр–плотность тока проводимости;
?  – удельная электрическая проводимость;
? – удельное электрическое сопротивление;
r – расстояние между источником тока и точкой, в которой определяется потенциал или напряженность электрическою поля.

	В случае однородной изотропной среды величина ? в формуле (2.1) есть ее истинное удельное, сопротивление, а в случае неоднородной среды — кажущееся удельное сопротивление ?к.

Удельное электрическое сопротивление горных пород зависит от удельного сопротивления, структуры и объемного соотношения отдельных фаз горной породы, от явлений на границе раздела фаз, от температуры давления. Удельное сопротивление горной породы в омметрах – это сопротивление между двумя противоположными гранями куба с ребром в 1 м. Для замера сопротивления пород, пересеченных скважиной, служит четырехэлектродная установка AMNB – каротажный зонд.

Метод кажущего сопротивления позволяет проводить литологическое расчленение разреза скважины, а также определять мощность пластов. [2]



2.3.2 Метод потенциалов собственной поляризации. Метод потенциалов собственной поляризации (ПС) горных пород основан на изучении естественного стационарного электрического поля в скважинах, образование которого связано с физико-химическими процессами, протекающими на поверхностях раздела скважина-порода и между пластами различной литологии. На поверхностях раздела образуются двойные электрические слои, различные потенциалы которые создают определенные величины напряженности электрического поля между горными породами и скважиной.

	Потенциалы собственной поляризация пород обусловлены следующими физико-химическими процессами: диффузией солей из пластовых вод в промывочную жидкость и наоборот, а также адсорбцией ионов на поверхности минеральных частиц горной породы; фильтрацией вод из промывочной жидкости в породы и пластовых вод в скважину; окислительно-восстановительными реакциями, происходящими в породах и на контакте их с промывочной жидкостью и металлами.

	Диффузионно-адсорбционные потенциалы. Естественная электрохимическая активность в скважинах определяется в первую очередь процессами диффузии электролитов.

На контакте растворов электролитов пластовой воды концентрации Св и фильтрата промывочной жидкости концентрации Сф неодинаковой минерализации и различного химического состава возникает диффузионная э.д.с.

	Образование диффузионно-адсорбционных э.д.с. в горных породах обусловлено, прежде всего, наличием двойных электрических слоев на поверхности раздела твердых минеральных высоко дисперсных частиц и раствора.

	В случае течения жидкости через горные породы при определенных условиях возникают потенциалы фильтрации (или потенциалы течения).



2.3.3 Каверно-профилеметрия. Кавернограммы используются для решения ряда задач, связанных с техническим состоянием скважины, при цементировании колонны и испытаниях скважины. Кроме того, данные кавернограмм необходимы при интерпретации диаграмм БКЗ, радиоактивного и акустического каротажа, а также других геофизических методов.

Обычно фактический диаметр скважины отличается от номинального, т.е. размера долота, которым скважину бурили в данном интервале. Сопоставление кавернограмм с данными электрического каротажа показывает хорошее совпадение изменения кавернограммы с изменением кривой ПС. Минимумам на кривой ПС обычно соответствуют пониженные показания на кавернограмме, а повышение значения диаметра совпадают с максимумом ПС.

Кривые ПС, отражающие содержание примесей глинистых частиц в породах, отмечают проницаемые неглинистые интервалы минимумами показаний; эти же породы в результате проникновения в них фильтрата бурового раствора и образования на стенке скважины глинистой корки отмечаются сужениями диаметра, т.е. пониженными показаниями на кавернограммах.

Данные каверно-профилеметрии широко используются для уточнения литологической колонки, выделения пластов-коллекторов и определения их мощности в терригенных и карбонатных отложения нефтяных месторождений.



	2.3.4 Микрокаротажное зондирование (МКЗ). При каротаже с микрозондом измеряют кажущееся сопротивление пород при помощи системы электродов, укрепленных на наружной поверхности пластинки башмака, изготовленного из электроизолирующего материала (резины). Башмак при помощи пружин прижимается к стенке скважины поверхностью, на которой укреплены электроды.

Между электродами микрозонда и породами имеется промежуточный слой, обычно представленный глинистой коркой или тонкой пленкой бурового раствора. Сопротивление промежуточного слоя отличается от удельного сопротивления породы, вследствие чего кажущееся сопротивление, измеряемое с микрозондом, отличается от истинного сопротивления части пласта, прилегающей к стенке скважины.



	2.3.5 Индукционный каротаж. Индукционные методы применяются для исследования вторичного электромагнитного поля среды, э.д.с. которого прямо пропорциональна электропроводности горных пород.

	Измерение при ИК производится с помощью спускаемого в скважину глубинного прибора, состоящего в наиболее простом виде из двух катушек: возбуждающей, питаемой переменным током, и приемной (измерительной), снабженной усилителем и выпрямителем. Электронная схема прибора обеспечивает питание генераторной катушки переменным током частотой 20-80 кГц, усиление и преобразование сигнала измерительной катушки. Переменный ток, протекающий по генераторной катушке, создает переменное магнитное поле (прямое или первичное), индуцирующее в окружающих породах вихревые токи. В однородной среде силовые линии тока представляют собой окружности с центром по оси скважины. Вихревые токи в породах создают вторичное магнитное поле.

	Первичное и вторичное переменные магнитные поля индуцируют э.д.с. в приемной катушке. Индуцированная первичным полем э.д.с. Е1 является помехой и компенсируется введением в цепь приемной катушки равной ей э.д.с. и противоположной по фазе. Остающаяся в измерительной цепи э.д.с. Е2 индуцированная вторичным магнитным полем вихревых токов, подается в измерительный преобразователь для усиления и преобразования.

Амплитуда тока в генераторной катушке в процессе замера поддерживается неизменной, а сила вихревых токов, возникающих в окру.......................