Геология пласта

Задачей дипломного проекта является разработка методического обоснования определения подсчетных параметров залежи пласта ПК1−3 Западного и Восточного Мессояхского месторождений, на основе методического обеспечения использованного при подсчете запасов в 2005 году /1/. При решении поставленной перед дипломным проектом задачи исходили, прежде всего, из наличия материалов собранных на преддипломной практике. Они включали материалы выполненного комплекса ГИС по семи скважинам этих месторождений. Кроме того, была возможность воспользоваться выкопировками материалов по геофизической части отчета по подсчету запасов, а также материалами петрофизических исследований выполненным по скважине № 55, уже после подсчета запасов, и другими новыми петрофизическими данными /2, 3/.

Западное и Восточное Мессояхские месторождения расположены в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-западе Гыданского полуострова. Нефтегазоносность пластов ПК1−3 Западного и Восточного Мессояхского месторождений была установлена по результатам бурения разведочных скважин в 1989 году. По итогам поисково-разведочных работ в 2005 год был выполнен подсчет запасов газовой залежи в пласта ПК1−3. Результаты подсчета запасов представлены в отчете /1/. Кроме того, в отчетах /2,3/ были представлены результаты дополнительных петрофизических исследований выполненных НПЦ «Тверьгеофизика». На основе материалов указанных отчетов в геологической части дипломного проекта представлена геологическая характеристика месторождения, включающая геолого-геофизическую изученность, стратиграфию, тектонику, литологии, тектоники, нефтегазоностности и гидрогеологии месторождения и рассматриваемой залежи.

Поиск, разведка и разработка месторождений производится во все более сложных геологических и географических условиях, в которых перспективные отложения представлены низкопористыми, глинистыми коллекторами, неоднородного строения, обладающими сложным минеральным составом, сложной текстурой пород и структурой порового пространства. Поисково-разведочные работы продвигаются в труднодоступные географические районы, что усложняет проведение работ и повышает требования к информативности и производительности ГИС. Из этого следует необходимость повышения геологической информативности ГИС, в точности повышение достоверности геологической интерпретации ГИС.

В технико-методической части дипломного проекта представлена характеристика проведенного комплекса ГИС по залежи в целом и по выборке рассматриваемых мною скважин.

В специальной части рассмотрены методические основы интерпретации, использованные при подсчете запасов, и приведено обоснование оптимальной методики интерпретации данных ГИС, с целью решения всех основных геологических задач: литологического расчленения, выделения коллекторов, определения коэффициента пористости и нефтенасыщенности пласта ПК1−3;

4). в экономической части произвести расчет стоимости комплекса ГИС, необходимого для решения задачи проекта;

5) в разделе безопасности жизнедеятельности приведен анализ безопасности труда, охраны недр и окружающей среды.

При изучении терригенных коллекторов с широким изменением содержания песчаного, алевритового и глинистого материалов достоверность результатов определения Кп с использованием парных корреляционных связей невысокая, в сравнении с аналогичными связями, получаемыми в чистых незаглинизированных коллекторах. Поэтому решение задачи определения пористости предполагало опробование различных методик с целью выбора тех из них, которые обеспечивают определение Кп с наименьшей погрешностью. Кроме того, оценивалось достоверность определения hэф и Кн.

В процессе работы над дипломным проектом были опробованы методики, рассмотренные в процессе учебы, а также описанные в актуальной научно-технической литературе.

1. Геологическая часть

1.1 Краткая физико-географические характеристики месторождения

Западнои Восточно-Мессояхское месторождения находятся в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-западе Гыданского полуострова (рис. 1.1).

Ближайшими населенными пунктами являются п. Антипаюта и п. Тазовский, расположенные в 54 км на северо-запад и в 97 км на юг соответственно от границ Западно-Мессояхского лицензионного участка. Ближайшими нефтегазовыми месторождениями являются Ямбургское, Юрхаровское, Северо-Уренгойское, Тазовское. Месторождения приурочены к Мессояхской низменности, расположенной в пределах арктической тундры.

Морфологически описываемый район представляет собой полого-волнистую и плоскую ступенчатую равнину с большим количеством озёр и рек. Для местности характерно большое количество ледовых холмов. Абсолютные высотные отметки колеблются от 15 до 110 м. Глубина речных врезов составляет 5−10 м.

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Значительное влияние на формирование климата оказывают: непосредственная близость моря, повышающая температуру зимой и снижающая ее летом; защищенность с запада Уральскими горами, с востока — Восточно-Сибирскими, и при этом — полная открытость территории с севера и юга из-за равнинно-плоского рельефа. Благодаря такому местоположению над территорией осуществляется меридиональная циркуляция, в результате которой периодически происходит смена холодных и теплых воздушных масс, что вызывает резкие переходы от тепла к холоду. Для данной территории ясно выражены муссонные ветры: зимой — с охлажденного материка на океан, летом — с океана на сушу. Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето короткое, теплое. Наблюдаются поздние весенние и осенние ранние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток. Многолетняя средняя температура воздуха: января (самого холодного месяца) (-26,7оС); июля (самого теплого месяца) (+13,4оС); среднегодовая (-9,3оС); абсолютный минимум (-60о С); абсолютныймаксимум (+32оС).

Количество осадков за год — 350−400 мм. Большая часть осадков выпадает в теплый период и составляет 250−300 мм (с апреля по октябрь). Снежный покров оказывает существенное влияние на формирование климата из-за большой отражательной способности поверхности снега. Небольшое количество тепла, получаемое зимой от солнца, почти полностью отражается.

Территория месторождений расположена в пределах Мессояхской криологической области, характеризующейся сплошным распространением многолетнемерзлых пород по площади и монолитным строением по разрезу. В геокриологическом отношении месторождение изучено очень слабо. Ни в одной из глубоких скважин не изучался мерзлый керн и не использовалась льдистость на всю мощность многолетнемерзлых пород.

Основным препятствием для развития экономики района является полное отсутствие дорог. Летом передвижение возможно вездеходным транспортом и с помощью авиации.

Доставка необходимого оборудования и грузов возможна в навигацию по Тазовской губе судами со средним водоизмещением через речной порт Тазовский. Навигация длится с середины июля до второй декады сентября.

Высокая степень заболоченности, сложная гидрографическая обстановка района, расчлененность рельефа создают трудности для осуществления нормальных грузоперевозок при производстве работ.

Зимой передвижение возможно авиатранспортом, гусеничным транспортом, а также по зимникам автотранспортом.

1.2 Краткие исторический очерк изученности месторождения На этапе региональных исследований северных территорий Западно-Сибирской равнины территория участка отчетных работ была покрыта следующими съемками:

— геологической съемкой масштаба 1:1 000 000 (ВСЕГЕИ, 1951;1952гг., НИИГА, 1952;1955гг., ЗСГУ, 1954;1955гг);

— аэромагнитной съемкой масштабов 1:1 000 000 (НИИГА, 1953;1954гг.) 1:200 000 (НГТ, 1958;1959гг), 1:50 000(ПГО «Севзапгеология», 1981;1982гг.);

— гравиметрической съемкой масштабов 1:1 000 000 (КГУ, 1957;1958гг), 1:200 000 (ПГО «Севзапгеология», Мессояхская 1981;1982гг.);

— электроразведочной площадной МТЗ-съёмкой масштаба 1:1 000 000 (ТКРЭ, ЭП 67/70,1970);

— геолого-геоморфологической съемкой масштаба 1:500 000 (ВНИГРИ, 60-е годы).

Результаты этих исследований легли в основу представлений о тектоническом строении платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. Используя материалы гравиразведки, сотрудники Главтюменьгеологии в 1963 г. наметили крупную положительную структуру — Среднемессояхское куполовидное поднятие.

Работами ЯНГТ, сейсморазведочной партией 66/69 г. методом МОВ подтверждено наличие Среднемессояхского куполовидного поднятия в юрско-меловом разрезе платформенного комплекса и отмечено наличие углового несогласия на границе меловых и юрских отложений.

В результате региональной съемки СЗ МОВ М 1:500 000, выполненной ЯНГТ в 1970;74 гг., были выяснены общие черты геологического строения южного и северного склонов Среднемессояхского поднятия по верхнеюрским и меловым горизонтам. Геологическое строение меловых и частично юрских горизонтов исследовано детально в 1971;72 гг. площадными сейсморазведочными работами МОВ 1:200 000 (с/п 22, ПГО «Ямалгеофизика»). По результатам этих исследований Среднемессояхская нефтегазоперспективная структура (НГПС) была подготовлена к поисково-разведочному бурению на меловые и верхнеюрские горизонты. При этом установлено, что Среднемессояхское куполовидное поднятие представляет собой вал, осложненный в своде двумя локальными поднятиями: Западнои Восточно-Мессояхским и серией дизъюнктивных нарушений. На рисунке 1.2 дана схема геолого-геофизической изученности района месторождения.

Изучение площади глубоким бурением проводилось Тазовской НРЭ ПГО «Заполяр-нефтегазгеология» с 1975 года.

Всего на Среднемессояхском вале согласно «Геологическим проектам» пробурено 25 скважин, из них 13 (1, 2, 10, 11, 12, 14, 18, 33, 35, 36, 38, 41, 47) — на Восточно-Мессояхской площади, девять (4, 5, 6, 20, 21, 24, 25, 26, 31) — на Западно-Мессояхской площади, пять (7, 8, 9, 16, 69) — на Среднемессояхской площади.

Начато в 1970 г. поисковое на Маломессояхской площади (скв.51), продолжается бурение на Восточно-Мессояхской площади (скв.49).

Сейсмокаротажем охвачен меловой разрез при бурении скважин 2 и 4.

Непосредственно на площади работ с/п 33/01−02 пробурены скв. № 2 глубиной 3204 м, вскрывшая отложения нижней юры, и скважина № 49 до глубины 2030 м (валанжин), законсервированная во время бурения в связи с отсутствием финансирования.

1.3 Стратиграфия По материалам сейсморазведки отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла в пределах площади имеют мощность 5,8−8,2 км и подстилаются мощной — порядка 8 км — толщей пород палеозойского промежуточного структурного этажа (ПСЭ), залегающего непосредственно на кристаллических образованиях фундамента.

Породы складчатого фундамента на рассматриваемой площади скважинами не вскрыты. Глубина залегания складчатого основания по данным сейсморазведки составляет 12−18 км.

Платформенный разрез вскрыт поисково-разведочными скважинами до верхов джангодской свиты нижнеюрского (тоарского) возраста (скв.2, интервал 3094−3202 м).

Керном освещены отложения среднеюрского, валанжинского, готерив-барремского, апт-альбского, сеноманского и турон-коньякского ярусов.

По вскрытой части разреза описание производится по данным кернового материала и каротажа скважин лицензионных участков в соответствии с региональными стратиграфическими схемами. Литолого-стратиграфическая характеристика невскрытой части разреза дается по аналогии с соседними площадями.

Складчатый фундамент Породы складчатого основания относятся к допалеозойским отложениям и представлены кристаллическими зелеными хлорит-серицитовыми сланцами (по данным Новопортовского месторождения). Развитие интрузий гранитного и другого состава не выяснено.

Промежуточный структурный этаж Отложения палеозойского чехла на лицензионных участках не вскрыты. По данным сопоставления с отложениями Сибирской платформы и Малохетского вала платформенные отложения палеозойского чехла в пределах рассматриваемого участка характеризуются разнофациальным составом.

Вендские и нижнепалеозойские платформенные отложения представлены преимущественно морскими карбонатными формациями: мергелями, известняками и доломитами.

В составе верхнепалеозойских платформенных отложений преобладают континентальные терригенные угленосные отложения с пологой дислоцированностью пород и углами наклона слоев до 200.

Палеозойские образования, вскрытые в скв. 414 Уренгойского месторождения, представлены кластолавами и покровами трахибазальтового состава с единичными горизонтами трахиандезитов.

По материалам сейсморазведки отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла в пределах площади имеют мощность 5,8−8,2 км и подстилаются мощной — порядка 8 км — толщей пород палеозойского промежуточного структурного этажа (ПСЭ), залегающего непосредственно на кристаллических образованиях фундамента.

Породы складчатого фундамента на рассматриваемой площади скважинами не вскрыты. Глубина залегания складчатого основания по данным сейсморазведки составляет 12−18 км.

Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол Платформенный чехол представлен полифациальным комплексом терригенных пород в возрастном диапазоне от триаса до среднего палеогена включительно, суммарной мощностью 5,8−8,2 км.

Разрез заканчивается сплошным покровом ледниковых, водноледниковых и аллювиально-морских образований четвертичного возраста мощностью 60−120 м.

Триасовая система (Т) В основании мезозойско-кайнозойского чехла залегают терригенные осадки триасового возраста, выделенные в тампейскую серию.

В пределах лицензионных участков отложения триасовой системы бурением не изучены. В прилегающих районах на Малохетской, Уренгойской, Геологической, Семеновской и других площадях в составе этой серии выделяются пурская, варенгаяхинская и витютинская свиты.

Пурская свита выделена в разрезе скважины СГ-6 в интервале 6419−6011 м. Она представлена темно — серыми, местами зеленоватыми алевролитами и аргиллитами с прослоями песчаников, залегает несогласно на породах палеозоя или на низах нижнего триаса (красноселькупская серия).

По данным палинологического анализа свита охватывает верхи оленекского яруса и аназийский ярус среднего триаса. С подошвой свиты связан сейсмоотражающий горизонт «1в».

Варенгаяхинская свита представлена толщей однородных массивных слабослюдистых аргиллитов стально-серого и темно-серого цвета с единичными пластами песчаников. В низах свиты развиты единичные пропластки углистых аргиллитов. В СГ-6 свита залегает в интервале глубин 6011−5731м.

Лайдинско-карнийский возраст свиты установлен по спорово-пыльцевым комплексам, флоре и филлоподам. Приблизительно к кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт «1б».

Витютинская свита сложена песчаниками с пачками аргиллитов и конгломератов. Песчаники серые от мелко — до крупнозернистых, глинистые, местами на карбонатном цементе. Состав — полимиктовый. Конгломераты мелкои среднегалечные. В обломках преобладают глинистые сланцы. Слоистость пород преимущественно параллельная, характерна для озерных и лагунных осадков. Мощность свиты 60−70 м. Верхнетриасовый возраст установлен по спорово-пыльцевым комплексам и по положению в разрезе.

С кровлей тампейской серии совпадает сейсмоотражающий горизонт «1а», а с подошвой «1в». Наличие внутри толщи триасовых отложений субрегиональных («1б») и зональных сейсмоотражающих границ свидетельствует об их разнофациальном слоистом строении и вероятном развитии в разрезе серии коллекторов и покрышек.

Мощность триасовых отложений в своде поднятия, осложненного многочисленными дизъюнктивами, колеблется от 900 м в пределах приподнятых — до 2500 м в опущенных блоках (по данным 3Д сейсморазведки). На северном крыле вала она возрастает до 1600 м.

Юрская система (J)

Отложения юрской системы залегают согласно на осадочных образованиях тампейской серии и представлены всеми тремя отделами.

Нижне-среднеюрские отложения, судя по разрезам скважин 2 и 4, пробуренным на Восточно-Мессояхском и Западно-Мессояхском поднятиях, представлены морскими и мелководно-морскими терригенными отложениями большехетской серии.

В разрезе серии (снизу вверх) выделяется семь свит: зимняя, левинская, джангодская, лайдинская, вымская, леонтьевская и малышевская.

Левинская, лайдинская и леонтьевская свиты представлены морскими глинистыми осадками, другие вышеназванные свиты сложены мелководно-морскими, преимущественно алеврито-песчаными отложениями. Чередование в разрезе выдержанных по простиранию толщ глинистых и песчаных отложений благоприятствует локализации залежей углеводородов в структурных ловушках. Мощность большехетской серии 1500−2000 м.

Келловей-верхнеюрские отложения в указанном районе по РСС выделяются в объеме гольчихинской свиты. Однако, по мнению авторов (Агалаков С.Е.), здесь следует выделять усть-енисейский тип разреза. Обоснованием этому служит корреляция данных ГИС и сейсмических разрезов. В настоящее время эти отложения вскрыты 4 скважинами на Среднемессояхском вале. В разрезе выделяются точинская, сиговская и, возможно, низы яновстанской свиты.

Точинская свита мощностью 42−54 м сложена темно-серыми, плотными крепкими тонко-отмученными аргиллитами с многочисленными включениями марказита неопределенной формы и прослоями мергелей светло-бурых, очень крепких. Возраст свиты подтвержден находкой аммонита верхнекелловейского возраста в скв.41.

Сиговская свита мощностью до 70 м в неразмытой части разреза залегает согласно на точинской. На Среднемессояхском вале керн из этих отложений не изучался, однако по материалам ГИС они соответствуют таковым в Усть-Енисейском районе, где представлены глауконитовыми песчаниками и алевролитами с пачками алеврито-глинистых пород. Возрастконец позднего келловея до кимериджа.

В кровле верхнеюрских отложений на Среднемессояхском валу залегают (предположительно) низы яновстанской свиты, которые отличаются от cиговской и меловых отложений повышенной радиоактивностью (отголоски баженовской свиты) и высокой глинистостью по методам стандартного каротажа.

В скв. 2 яновстанская свита предположительно отсутствует, неразмытая мощность свиты в скв. 41 составляет 17 м, в скв.36 6−9 м, в скв. 4 — 20 м. Керном на лицензионных участках не представлена. В Усть-Енисейском районе представлена аргиллитами с прослоями известковистых глин, мергелей. Прогнозируемая мощность свиты на крыльях вала до 200 м.

Меловая система (К) Осадочные породы мелового возраста повсеместно представлены нижним и верхним отделами. Но в связи с отсутствием достаточно выраженной литологической границы между отделами, описание меловой системы дается по сериям (надгоризонтам), выделенным в объеме крупных седиментационных циклов.

В разрезе нижнемеловых и сеноманских отложений верхнего мела выделяются две крупные серии: зареченская и покурская.

Зареченская серия объединяет преимущественно морские песчано-алеврито-глинистые осадки берриас-раннеаптского возраста, в составе которых вверх по разрезу и с запада на восток заметно возрастает количество песчаного материала, образующего выдержанные по простиранию пласты мощностью до 10−12м.

Будучи расположенным в зоне сочленения Уренгойского, Тазовского, и Малохетского фациальных районов, Средне-Мессояхский вал характеризуется переходным типом разреза нижнемеловых отложений. Однако, по основным литолого-стратиграфическим показателям его следует относить к Тазовскому фациальному району, в пределах которого в составе зареченской серии выделяются: мегионская, заполярная и ереямская (малохетская) свиты.

Мегионская свита. Отложения мегионской свиты представлены аргиллитоподобными глинами, темно-серыми, тонкоотмученными и алевритистыми с пластами серых и светло-серых песчаников, количество которых увеличивается в восточном направлении.

В своде Среднемессояхского вала отложения мегионской свиты отсутствуют, точнее выклиниваются, вследствие ранненеокомского размыва пластов БУ15-БУ22. Указанная группа пластов в полном объеме развита на склонах вала, где они образуют кольцевые стратиграфически экранированные ловушки, перспективные в нефтегазоносном отношении. Ожидаемая мощность свиты в полных ее разрезах составляет 600−700 м.

Заполярная свита. Отложения заполярной свиты представлены чередованием сероцветных песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глин, включающих обилие обугленного растительного детрита, отпечатки растений и обломки древесины.

В верхней части свиты, примерно в 50−100 м от ее кровли, обособляется пачка «шоколадных» глин, сопоставляемых с их стратиграфическим аналогом в Уренгойском фациальном районе.

Поздневаланжин-готеривский возраст свиты установлен на основании определений спорово-пыльцевых комплексов и по положению в разрезе.

На своде Среднемессояхского вала нижние пласты заполярной свиты (БТ8-БТ5) выклиниваются вследствие интенсивного роста структуры на данном этапе времени.

Полная мощность свиты до 520 м.

Малохетская (ереямская) свита. Малохетская свита залегает на различных пластах заполярной свиты. Представлена в основном песчаниками сероцветными, полимиктовыми, мелкосреднезернистыми с малопротяженными прослоями и пластами алевритов и зеленовато-бурых, реже черных углистых глин. В составе пород встречаются линзы и пропластки бурых углей.

В основании свиты, как правило, залегает пласт конгломератов и гравелитов. Баррем-аптский возраст свиты установлен по отпечаткам листьев растений и спорово-пыльцевым комплексам.

Мощность свиты изменяется от 280 до 380 м.

Покурская серия объединяет мощную толщу сероцветных алеврито-песчаных пород континентального и озерно-аллювиального генезиса. Кровля серии (надгоризонта), разделяющая алеврито-песчаные отложения сеномана и трансгрессивно перекрывающие их глинистые осадки турона, является четким литолого-стратиграфическим репером и надежным сейсмоотражающим горизонтом, обозначенным индексом «Г».

В пределах Мессояхского вала покурская серия выделяется в объеме одноименной свиты.

Покурская свита. Покурская свита сложена серыми и светло-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, полимиктовыми и кварц-полевошпатовыми песками и песчаниками, содержащими прослои и зонально протяженные пласты глин.

Характерной особенностью свиты является обилие обугленного растительного детрита, наличие линз и пропластков бурого угля. Поздне апт-сеноманский возраст свиты установлен по спорово-пыльцевым комплексам и по положению в разрезе.

Мощность свиты 680−760 м.

В прикровельной сеноманской части покурской свиты Средне-Мессояхского участка выявлены крупные по запасам скопления нефти и газа, контролируемые Западно-Мессояхским и Восточно-Мессояхским поднятиями.

Дербышинская серия объединяет верхнемеловые отложения (без сеномана). Формирование пород серии происходило в условиях длительной морской трансгрессии, продолжавшейся на протяжении всего турон-маастрихтского времени.

Серия представлена преимущественно серо-цветными глинами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников.

Мощность серии до 900 м.

В соответствии с региональной стратиграфической схемой 1991 года Средне-Мессояхский участок располагается в пределах Тазовского фациального района, где в составе дербышинской серии (снизу-вверх) выделяются: кузнецовская, часельская и танамская свиты.

Кузнецовская свита. Кузнецовская свита претерпевает существенные изменения в литологии и толщине со стратотипом. В ее составе в данном фациальном районе отчетливо обособляются четыре пачки.

Нижняя (мамийская) пачка представлена темно-серыми и буровато-черными битуминозными глинами. Толщина пачки 6−10 м.

Вторая (лукияхинская) пачка сложена зеленовато-серыми глинами и плотными глинистыми алевритами. Количество алевритового материала увеличивается к кровле пачки, вследствие чего граница последней с вышележащей газсалинской пачкой является «скользящей» и не всегда четкой.

Толщина пачки изменяется от 20 до 50 м.

Третья (газсалинская) пачка представлена переслаиванием зеленовато-серых глинистых алевролитов и песчаников, слабослюдистых с глауконитом.

Толщина пачки изменяется от 40 м на Западно-Мессояхском до 130 м на Маломессояхском поднятиях.

В туронских отложениях газсалинской пачки на Заполярном, Южно-Русском и Харампурском месторождениях выявлены крупные промышленные скопления сухого газа. По данным ГИС газсалинская пачка в сводах Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского поднятий также продуктивна.

Венчает разрез кузнецовской свиты мереяхинская пачка глинистых пород, содержащая маломощные прослои алевритов. В северо-восточном направлении пачка постепенно выклинивается за счет замещения алеврито-песчаными отложениями газсалинской пачки.

Мощность кузнецовской свиты в пределах Средне-Мессояхского участка изменяется от 100 до 220 м.

Часельская свита. Часельская свита разделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита представлена темно-серыми слабо-алевритистыми плотными глинами с редкими прослоями опок и глинистых алевритов.

В кровле подсвиты обособляется регионально прослеживающийся пласт темно-серых, плотных кремнистых пород — органогенных силицитов толщиной 25 м.

Этот пласт выделяется в качестве литологического и электрокаротажного репера «А». Одновременно он является надежным сейсмоотражающим горизонтом, обозначенным индексом «С».

Мощность подсвиты от 94 до 204 м.

Верхняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитоподобными глинами и серыми уплотненными глинистыми алевритами. По преобладанию в разрезе глин или алевритов в составе верхней подсвиты обособляется семь пачек толщиной от 40 до 120 м.

По стратиграфическому объему она равнозначна верхнеберезовской подсвите и нижней глинистой части ганькинской свиты смежного Уренгойского фациального района.

Мощность подсвиты 450−550 м.

Танамская свита. Танамская свита является стратиграфическим аналогом верхней части ганькинской свиты, но в отличие от последней, сложенной преимущественно глинами, представлена песчано-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глин.

Маастрихтский возраст отложений установлен по аммонитам и фораминиферам. Мощность свиты до 140 м.

Палеогеновая система Морские и прибрежно-морские песчано-алеврито-глинистые и глинисто-кремнистые отложения палеоценового и эоценового отделов палеогеновой системы объединяются в называевскую серию, которая подразделяется на две свиты: тибейсалинскую и люлинворскую.

Однако в пределах рассматриваемой территории из-за миоценового и позднеплиоценового субрегиональных размывов сохранилась лишь нижняя часть называевской серии в объеме тибейсалинской и частично люлинворской свит.

Тибейсалинская свита. Тибейсалинская свита в нижней части сложена темно-серыми углистыми глинами с тонкими линзовидными прослоями алевритов, реже песчаников.

Большая верхняя половина свиты представлена алеврито-песчаными породами, светло-серыми, тонкои мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми, местами каолинизированными.

Мощность свиты 174−270 м.

Люлинворская свита. Отложения люлинворской свиты частично или полностью сохранились от предчетвертичного размыва лишь на южных глубоко погруженных крыльях Среднемессояхского вала.

По литологии, электрокаротажным параметрам и палеонтологическим данным свита четко подразделяется на три подсвиты.

Нижнелюлинворская подсвита сложена опоками и опоковидными глинами, средняя — диатомитами и верхняя — диатомовыми глинами. Эоценовый возраст пород свиты установлен по комплексам фораминифер, радиолярий и по флоре.

Мощность свиты до 160 м.

Неогеновые отложения отсутствуют Четвертичная система На различных горизонтах палеогена залегают четвертичные образования, сложенные в нижней части разреза морскими и ледниково-морскими глинистыми песками с гравийными прослоями, с гальками и валунами, а в верхнейаллювиальными и озерно-аллювиальными супесями и песчанистыми глинами с остатками растительного детрита.

Мощность от 35−40 м до 150 м.

1.4 Тектоника Нижнемессояхского мегавал, осложняет центральную часть Мессояхской гряды. Мессояхская гряда, или порог, представляющая собой систему мегавалов субширотного простирания, разделяет Надым-Тазовскую и Ямало-Гыданскую синеклизы и вместе с ними образует Ямало-Тазовскую мегасинеклизу, являющуюся крупнейшей и наиболее прогнутой частью Западно-Сибирской плиты. Средняя часть порога получила название Среднемессояхского вала, осложнённого, в свою очередь, Западнои Восточно-Мессояхским поднятиями. Поднятия контролируют соответственно Западнои Восточно-Мессояхское месторождения.

В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие породы трех структурно-тектонических этажей:

Складчатый фундамент, представленный кристаллическими породами и метаморфическими сланцами докембрийского возраста.

Промежуточный структурный этаж (ПСЭ), представленный квазиплатформенными терригенно-карбонатными породами вендараннего карбона и верхнепалеозойскими терригенно-вулканогенными породами толщиной около 8000 м. Углы наклона пород до 10−200.

Ортоплатформенный чехол, сложенный терригенным полифациальным комплексом пород триасового, юрского, мелового, палеогенового и четвертичного периодов. Отложения залегают на палеозое с угловым несогласием и имеют толщину до 7 км. Углы наклона пород до 20.

В пределах Среднемессояхского вала и сопредельных площадей бурением изучена только послетриасовая часть разреза платформенного чехла. Поэтому представления о геологическом строении более древних толщ базируются, главным образом, на материалах геофизических исследований Рассматриваемый участок приурочен к северной части Западно-Сибирского мезо-кайнозойского бассейна, где гетерогенный «фундамент» и промежуточный структурный этаж имеют многоярусное строение. Данные сейсморазведки отображают ступенчатое увеличение стратиграфического этажа в нижней части чехла от триас-юрского над герцинидами, палеозойско-кайнозойского в пределах салаирид, вендско-кайнозойского — в области байкалид и эпибайкальской платформы. При этом палеозойские отложения в составе чехла залегают конформно с триасом и юрой, так как региональное несогласие, их разделяющее, не выражено ярко, а углы наклона палеозойских отложений часто близки к 5−10 градусам.

По мнению специалистов ПГО «Ямалгеофизика» в исследуемом районе в рифейское время был сформирован глубокий линейный грабенообразный Енисей-Хатангский прогиб. Достоверные сведения о глубине фундамента в осевой зоне отсутствуют, предположительно она составляет более 20 км. На глубинах 10−12км сейсмические разрезы позволяют установить поверхность резкого несогласия, соотносимого с главным структурно-формационным рубежом на границе верхнего и среднего палеозоя.

Под этой поверхностью в осевой зоне прогиба развит мощный грабеновый комплекс. Ядра поднятий формировались в результате процессов сжатия, когда среднепалеозойский комплекс подвергся выдавливанию. Комплекс грабенов формировался до раннего-среднего карбона, после чего установился режим общего устойчивого прогибания, во время которого формировался верхнепалеозойский комплекс. Отложения верхнего карбона-перми не испытывают резких изменений мощности, наблюдается лишь некоторое их утонение, свидетельствующее о восходящих движениях в осевых зонах прогибов в позднем палеозое.

Формирование мезозойско-кайнозойского бассейна началось в триасовом периоде после пенепленизации складчатых областей в области герцинид и размыва пологих синорогенных складок в области салаирид и байкалид.

К началу триасового периода, по мнению специалистов ПГО «Ямалгеофизика», Среднемессояхский вал представлял собой субширотную систему дизъюнктивов, ограничивающих локальные грабенообразные впадины и горсты, седиментационное нивелирование (захоронение) которых произошло на завершающем этапе раннего триаса.

В мезозойский период территория испытывала значительные перестройки структурного плана, особенно на площади Западно-Мессояхского месторождения.

По данным палеотектонического анализа, проведенного сотрудниками ЗАО «Недра-Консалт», в юрское время отмечается существенный подъем Среднеи Восточно-Мессояхских поднятий, на этом фоне становятся ярко выраженными впадины в районе скв. 51 и в районе современного Западно-Мессояхского поднятия. В неокоме доминирующим элементом стал Средне-Мессояхский вал, включающий современные Западно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское поднятия. По данным Агалкова С. Е. интенсивные восходящие движения в раннем неокоме привели к отсутствию отложений пластов БУ15−22 в сводовой части Средне-Мессояхского вала. Вокруг Средне-Мессояхского вала, преимущественно в южном и юго-восточном направлении, сформировались «кольцевые» или «подковообразные» ловушки.

В аптское и альб-сеноменское время структурный план менялся незначительно, вся территория испытывала медленное погружение в северном — северо-западном направлении.

Современный структурный план территории сформировался, предположительно, в неоген — четвертичный период. Наиболее интенсивный подъем испытывала территория Восточно-Мессояхского и Верхне-Мессояхского поднятий. Очевидно, с этапом неотектонической активизации связано и формирование или обновление большинства дизъюнктивных дислокаций, выделяемых на площади работ.

Описание структур. Среднемессояхский вал по кровле юры в пределах лицензионных участков (сейсмический отражающий горизонт «Б») имеет размеры 28×112 км по изогипсе 3450 м и представляет собой линейную сложно построенную брахиантиклиналь, длинная ось которой изменяет свое направление от северо-восточного до северо-западного. В результате этого вал приобретает характерное коленообразное очертание с обращенным к югу выступом. В поперечном сечении поднятие симметрично, а по длинной оси — асимметрично. Более крутой является его западная периклиналь, северо-восточная — характеризуется плавным погружением. Вал имеет узкий линейно вытянутый свод и уступообразные склоны. Оба склона, южный и северный, погружаются в сторону смежных прогибов под углом 50. При этом амплитуда северного склона, обращенного в сторону Антипаютинского мегапрогиба, достигает 2,2 км, а южного, сопряженного с Большехетской впадиной, — 2,6 км. Осложняющие вал поднятия по горизонту Б40 имеют размеры:

Западно-Мессояхская структура — 19×11 км;

Восточно-Мессояхская структура — 32×14 км.

Для каждой из структур, при определении их размеров, из-за осложнения разломами невозможно взять одну замыкающую изогипсу, поэтому размеры структур выделены с учетом примыкания изолиний к линиям смещения.

Для нижележащих горизонтов Iа (кровля триаса) и Т4 (нижняя юра) размеры структур соответственно составляют:

для Iа — 16×14 км и 32×16 км;

для Т4 — 22×12 км и 36×12 км.

По отражающему горизонту М размеры Западно-Мессояхской структуры — 6×12 км, Восточно-Мессояхской — 30×12 км. На уровне горизонта Г размеры составляют соответственно 20×15 км и 42×14 км.

Сопоставляя структурные планы по различным стратиграфическим уровням, можно видеть, что вал является сквозной контрастно выраженной структурой, закономерно выполаживающейся вверх по разрезу. Амплитуда вала в неокомской части разреза уменьшается в пять раз.

По среднеюрским горизонтам вал характеризуется менее дифференцированными очертаниями, тогда как в меловой части разреза в его строении возрастает роль как пликативных, так и дизъюнктивных структурно-тектонических элементов. Отмеченная особенность объясняется появлением в нижненеокомской толще новообразованных бескорневых седиментогенных структур и постседиментационной генерацией части оперяющих разрывных нарушений.

На уровне аптской и сеноман-сенонской отражающих границ (ОГ М1, Г и С3) происходит дальнейшее, но более плавное, выполаживание вала.

Дизъюнктивные дислокации. Особенностью геологического строения Среднемессояхского вала является широкое развитие в его пределах дизъюнктивных дислокаций. Разрывные нарушения приурочены, в основном, к осложняющим вал Западнои Восточно-Мессояхским поднятиям и Центральномессояхскому участку.

Для Среднемессояхского вала преобладающими структурными элементами, образовавшимися в результате разрывных смещений, являются горсты и грабены. Разрывные смещения, образующие данные элементы, в основном представлены сбросами. Авторами предыдущих работ на данной территории основной упор делается на листрические сбросы, т. е. нормальные сбросы, выполаживающиеся с глубиной. Согласно механике образования нормальных сбросов, благоприятные условия создаются тогда, когда действующие силы направлены вертикально или приложены в противоположных направлениях. В связи с этим, нормальные сбросы распространены под купольными структурами или в местах, где в процессе складчатых и сводовых поднятий породы испытывают растяжения. На временном разрезе регионального профиля R34, проходящем через Западнои Восточно-Мессояхские структуры, наглядно выражен глубинный, действующий вертикально, характер тектонических движений. Подтверждением тому служит прекращение прослеживания в районе структур глубоких отражающих горизонтов, хорошо выраженных на разрезе в периферийных зонах. Волновая картина в области структур на региональном профиле представляет хаотическую запись, которая в виде вертикальных «столбов» пронизывает весь разрез вплоть до отражающего горизонта C.

В пределах Среднемессояхского вала сбросы образуют разнообразные пространственные структурно-тектонические системы. Среди последних наиболее часто встречаются грабены и полуграбены. Одной из характерных особенностей поверхностей внутри грабенов является их дугообразная форма, которая может служить одним из признаков горизонтальных сжатий после вертикальных смещений.

Сбросы чаще всего представляют собой не единичную поверхность, а целую зону, характеризующуюся либо серией ступенчатых разрывов, либо сложнопостроенной полосой крупных трещин. Углы наклона сбросов — от единиц до десятков градусов.

На изученной территории на основании комплексной интерпретации данных сейсморазведки, ГИС, результатов испытаний и т. д. выделяется до 23-х крупных блоков (по горизонту Г пласт ПК1−3). Определенные закономерности соотношения данных блоков сохраняются и вниз по разрезу. По амплитудному соотношению смещений между верхними и нижними отражающими горизонтами можно выделить три типа. Первый, наиболее распространенный, когда амплитуда смещения по вышележащему горизонту Г существенно превышает амплитуду по горизонту Б и нижележащим. Второй тип характеризуется сохранением величин смещения по всему интервалу разреза. Для третьего типа величина смещения по нижним горизонтам превышает амплитуду смещения по верхним горизонтам.

В плановом положении линии смещения имеют криволинейную форму, часто форму дуги. Максимальная длина достигает 15−20 км для горизонта Г. Преобладающее направление линий смещения субмеридиональное, что соответствует для Западно-Мессояхской структуры ее поперечному сечению, а для Восточно-Мессояхской — сечению под углом, близким к 450 относительно осевых линий. Максимальные амплитуды сбросов до 100 метров выделяются на Западнои Восточно-Мессояхских поднятиях, для Центральномессояхской зоны амплитуда сбросов не превышает 30 метров. Следует отметить, что с глубиной система сбросов становится проще, линии смещений короче, амплитуда разрывов меньше.

В 2001 — 2002гг. на западе Восточно-Мессояхской площади были выполнены детальные сейсморазведочные работы 3D. Интерпретация материалов 3D сейсморазведки осуществлялась под руководством Бабинцева И. Г. Площадь куба составила 250 км². Материалы 3D сейсморазведки позволили уточнить тектоническое строение западной части Восточно-Мессояхского месторождения (р-он скв.2Р и 49Р, рис. 1.3). Выяснено, что в пределах площади 3D сейсморазведки крупный грабен, расположенный западнее скважины 2Р, представляет собой субмеридиональную зону растяжения, в пределах которой значительная роль принадлежит субвертикальным зонам дезинтеграции мезозойских пород, пронизывающим весь мезозойский разрез снизу вверх. Горстовое поднятие, примыкающее с востока к грабену, отличается более простым строением и представляет собой крупную антиклинальную складку, осложненную локальными антиформами.

По данным 3D сейсморазведки значительно уточнилось положение разрывных нарушений. Выяснилось, что большинство крупных нарушений, которые были выделены по материалам 2D сейсморазведки, представляют собой серию более мелких дислокаций сбросового типа и вряд ли могут являться гидродинамическими экранами.

1.5 Нефтегазоностность месторождения Исходя из схемы районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, Западно-Мессояхское нефтегазовое и Восточно-Мессояхское газоконденсатно-нефтяное месторождение расположены в пределах Мессовского района Гыданской нефтегазоносной области. Изученность этого района пока остается низкой и очень неравномерной.

В разрезе осадочного чехла севера Западной Сибири выделяется целый ряд нефтегазоносных комплексов (НГК), характеризующихся единством условий формирования залежей, близостью величин основных подсчетных параметров и общими закономерностями их изменения на значительных по площади территориях. Каждый комплекс может рассматриваться в качестве единого объекта разведки и комплекса объектов с сопоставимыми параметрами для подсчета запасов.

В пределах Мессовского района наиболее изученными, с точки зрения нефтегазоносности, являются собственно Западно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское месторождения.

В связи с этим, для сопоставления нефтегазоносных комплексов привлекались данные по соседним Уренгойскому, Тазовскому, Сидоровскому и Норильскому нефтегазоносным районам. Здесь встречаются самые разнообразные, по фазовому состоянию, типы залежей: газовые, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, газонефтяные и нефтяные. Диапазон распределения залежей по разрезу охватывает интервалы глубин от 800 м до 3200 м, причем основное количество открытых залежей приходится на глубины 1700−3200 м.

Различие в тектоническом развитии Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского поднятий Средне-Мессояхского вала существенным образом повлияло на характер распределения залежей углеводородов. С этим обстоятельством связаны отличия в характере нефтегазоносности разреза на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском поднятиях, а также разный по величине этаж нефтегазоносности по разрезу. Кроме того, нарушения первичного залегания пород, вызванные смещениями осадочных толщ по линиям дизъюнктивных дислокаций, очевидно, приводят к разделению структурной ловушки на целый ряд ловушек, состоящих из отдельных тектонических блоков.

Промышленные скопления УВ связаны с толщиной, распространенностью и качеством глинистых покрышек.

Большую роль также играют разрывные нарушения, которые вызывают активную межрезервуарную миграцию УВ.

Во вскрытом разрезе терригенно-осадочного чехла в пределах Западнои Восточно-Мессояхского, а также ближайших к ним, наиболее изученных, месторождений выделяется семь НГК:

турон-коньякский;

альб-сеноманский;

аптский;

верхненеокомский;

нижненеокомский;

верхнеюрский;

нижнесреднеюрский Ниже приводится краткая характеристика залежей Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений снизу-вверх по разрезу.

Пласт ПК 1−3

Признаки нефтегазоносности определены в скважинах 10, 33, 35, 36, 41 и 49, остальные скважины водоносны.

В пределах пласта выделено шесть залежей: одна газовая, одна газонефтяная и четыре нефтегазовых. В целом, месторождение характеризуется сложным тектоническим строением, все залежи ограничены тектоническими экранами и имеют самостоятельные уровни ГНК, ВНК и ГВК.

Залежь в районе скважины 49 выявлена в тектоническом блоке, вскрытом этой скважиной на а.о.-743,1 м. При интерпретации данных ГИС в пласте ПК1−3 выделено 41,6 м эффективных газонасыщенных толщин. Интервал пласта в скважине 49 испытанием не охарактеризован. По данным ГИС подошва нижнего газонасыщенного коллектора находится на а.о. -814,9 м, а кровля следующего водонасыщенного на а.о. -815,3 м, ГВК устанавливается на а.о. -815 м.

Залежь ограничена тектоническими экранами и имеет размеры 18 км х 10 км, высота газовой залежи — 95 м.

Залежь в районе скважины 36 установлена по данным интерпретации ГИС в скважине 36, где выделяются 50,5 м эффективных газонасыщенных толщин и 15,5 м эффективных нефтенасыщенных толщин. Положение ГНК и ВНК по данным ГИС устанавливается довольно однозначно и принято на а.о. -783 м (по подошве газонасыщенного коллектора) и а.о. -810 м соответственно.

Залежь ограничена тектоническими экранами, причем особо следует отметить, что скважина 36 в плане находится в непосредственной близости от дизъюнктивного нарушения, а на временных разрезах хорошо видно, что скважина пересекает наклонную плоскость разлома.

При этом уровень ГНК и ВНК в скважине 36, отличный от контактов в прилегающих тектонических блоках, свидетельствует о гидродинамической разобщенности отдельно взятых залежей.

Размеры залежи в районе скважины 36 составили 13 км х 1,5 км, высота газовой шапки — 85 м, нефтяной оторочки — 27 м.

Залежь в районе скважины 41 вскрыта бурением этой скважины на а.о. -807,5 м. В структурном плане скважина расположена на наиболее погруженном участке тектонического блока. Испытанием скважины 41 охарактеризованы и нефте-, и газонасыщенные интервалы плата. Так, из интервала а.о. -807,5−812,5 м был получен смешанный приток нефти и газа. При этом дебит нефти составил 5,12 м3/сут., а газа — 66,83 тыс. м3/сут. на 16 мм штуцере. По данным ГИС в скважине 41 выделены 1 м эффективных газонасыщенных и 4,1 м эффективных нефтенасыщенных толщин.

ГНК принят на а.о. -809 м по подошве газонасыщенного коллектора. ВНК принят на а.о. -818 м, отвечающей подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя.

Согласно выполненной тектоническо-блоковой модели месторождения, залежь экранирована тектоническими нарушениями по всему своему периметру.

Залежь в районе скважины 41 по типу — нефтегазовая.

Ее размеры составили 8,5 км х 1 км, высота 98 м.

Залежь в районе скважины 33 выявлена при испытании скважины в интервале а.о. -836,9−840,9 м, где был получен приток нефти дебитом 6,98 м3/сут. на Нсду=302 м. По данным ГИС в пласте выделяется 6,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 12,3 м — нефтенасыщенных. Испытанием охарактеризован только нефтенасыщенный интервал разреза.

ГНК установлен по данным ГИС достаточно однозначно на а.о. -804 м. В пределах тектонического блока пробурены 2 скважины (33 и 38). Скважина 33 вскрыла пласт ПК1−3 на а.о. -793,5 м, а в скважине 38 — на а.о. -853,9 м, причем интервал пласта в скважине 38 полностью водонасыщен.

ВНК в скважине 33 принят по данным ГИС внутри однородного проницаемого прослоя на а.о. -842 м.

Залежь в районе скважины 33 по типу газонефтяная.

Ее размеры в границах тектонических экранов составляют 19 км х 4 км. Высота газовой шапки 44 м, а нефтяной оторочки 38 м.

Залежь в районе скважины 10 вскрыта бурением скважины 10 на а.о. -820,4 м. Согласно представленной тектонической модели залежь характеризуется сложной конфигурацией тектонических нарушений, при том, что вскрыта только одной скважиной. Залежь испытанием не изучена. По данным ГИС в пласте выделяются 4,8 м эффективных нефтенасыщенных толщин и ВНК довольно уверенно устанавливается внутри проницаемого пропластка на а.о. -828 м. Согласно структурным построениям, наиболее приподнятая часть тектонического блока бурением не вскрыта. Здесь прогнозируется газовая шапка.

Положение ГНК на а.о. -809 м принято по аналогии с соседним тектоническим блоком скважины 41.

Тип залежи — нефтегазовая, тектонически экранированная.

Ее максимальные размеры, принимая во внимание неправильную форму, составляет 12, 5 км х 1,5 км. Высота 68 м.

Залежь в районе скважины 35 вскрыта бурением скважин 35 и 18 на а.о. -767,1 м и -829,4 м. Нефтегазоносность залежи установлена при испытании скважины 35, где из интервала а.о. -795,7−798,7 м приток газа составил 142,65 тыс. м3/сут. (?Р=1,067 МПа), а из интервала а.о.-798,7−802,7 м получен приток нефти дебитом 25,5 м3/сут. (?Р=2,372 МПа). По ГИС в пласте выделяется 25,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 10,6 м эффективных нефтенасыщенных толщин.

Комплексный анализ данных испытания и ГИС позволил принять ГНК на а.о. -796 м, а ВНК на а.о. -808 м (по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора).

Нефтегазовая залежь ограничена тектоническими экранами и имеет размеры 16 км х 4 км, высоту газовой шапки — 66 м, а нефтяной оторочки — 12 м.

1.6 Гидрогеология Территория Мессояхского лицензионного участка приурочена к северо-восточной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, в разрезе которого выделено два гидрогеологических этажа, разделенных мощной толщей регионально-выдержанных глинистых водоупорных отложений туронского возраста.

Нижний гидрогеологический этаж охватывает разрез от коры выветривания палеозойского возраста до отложений туронского возраста и находится в зоне преимущественно затрудненного, местами застойного водообмена. В пределах этого этажа на территории Западной Сибири обнаружены основные запасы углеводородов. Нижний гидрогеологический этаж характеризуется большой глубиной залегания и изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. Для этого этажа характерны высокие пластовые давления и температуры.

Верхний гидрогеологический этаж, объединяющий осадки турон-четвертичного возраста, находится в зоне преимущественно свободного водообмена и представляет интерес для обеспечения хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения.

На формирование вод основное влияние оказывали гидродинамические условия, литологический состав пород и тектонический фактор.

Влияние ярко выраженной дизъюнктивной тектоники Западнои Восточно-Мессояхских поднятий могло повлиять на разобщенность или сообщаемость различных гидрогеологических комплексов или отдельно взятых пластов.

В составе нижнего гидрогеологического этажа, где сконцентрированы основные запасы углеводородов района, выделяются три гидрогеологических комплекса: юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский, каждый из которых отличается водопроницаемостью, составом вод, величиной минерализации, условиями питания и циркуляции.

Юрский гидрогеологический комплекс охватывает песчано-алевролитовые разности пород нижнеи среднеюрского возраста, представленные осадками тюменской свиты или ее аналогом — малышевской свиты. Покрышкой для этого комплекса служит глинистая толща верхней юры (точинская свита). В разрезе юрского гидрогеологического комплекса фиксируются хорошо коррелируемые глинистые пачки, которые разделяют свиты на ряд локальных проницаемых толщ. Однако, в целом юрский комплекс представляет собой единый, сложнопостроенный региональный природный резервуар, сравнительно низкопроницаемый как в вертикальном, так и в латеральном направлении.

Воды комплекса тесно связаны с водами трещиновато-пористых коллектоpов доюрских пород.

В пределах Мессояхского лицензионного участка юрский гидрогеологический комплекс вскрыт четырьмя скважинами (№ 2, 4, 36, 41) на глубину до 3204 м. Вскрытая мощность пород составляет 792 м.

Неокомский гидрогеологический комплекс является самым крупным по мощности в разрезе (около 2000 м) и представлен песчано-алеврито-глинистыми породами валанжин — барремского возраста.

Учитывая тот факт, что неокомский гидрогеологический комплекс имеет мощные глинистые разделы, а также различную природу накопления нижней и верхней частей разреза, их характеристика приведена раздельно.

Внутри нижней части комплекса, относящегося к заполярной свите, предполагается существование водоупоров локального развития, о чем свидетельствует наличие газоконденсатных залежей в пластах валанжин-готеривского возраста (пласты группы БУ) в пределах района работ. Общая мощность осадков в пределах лицензионного участка изменяется от 415 до 521 м.

Песчаные разности пластов заполярной свиты обладают лучшими коллекторскими свойствами в сравнении с отложениями юрского возраста. Отложения заполярной свиты испытаны в достаточно большом количестве скважин Западнои Восточно-Мессояхского месторождений, в пределах которых получены притоки вод от 4,7 м3/сут до 27,0 м3/сут при различных динамических уровнях. Среди опробованных объектов встречаются и слабопроницаемые пласты, характеризующиеся незначительными дебитами.

С подошвой комплекса связаны песчано-алевритовые породы заполярной свиты, к которой приурочены пласты группы БУ, имеющие ограниченное распространение и характеризующиеся линзовидным строением с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами (Кп = 0,16−0,20, Кпр = 30−90×10−15м2).

Верхняя часть неокомского гидрогеологического комплекса представлена чередованием алевролитов, глин и песчаников, к которым приурочены продуктивные пласты группы МХ ереямской свиты. Общая мощность этой свиты в пределах лицензионного участка изменяется от 277 до 384 м.

Проницаемые пласты комплекса характеризуются более высокими коллекторскими свойствами, чем пласты нижележащих отложений: пористость 16−20%, проницаемость 90−150*10−15м2.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс. Завершает разрез первого гидрогеологического этажа комплекс, связанный с апт-альб-сеноманскими отложениями, объединенными в покурскую свиту (пласты группы ПК). Для всей толщи характерно отсутствие регионально выдержанных мощных глинистых пластов, вследствие чего отложения свиты представляют собой единую геогидродинамическую систему.

Однако, факт обнаружения на отдельных площадях залежей нефти и газа в пластах свиты, свидетельствует о наличии покрышек в залежах, являющихся надежным водоупором, препятствующим перетоку углеводородов в вышележащие пласты. Толщина водовмещающих пород комплекса в пределах лицензионного участка изменяется от 679 до 763 м.

Вышележащие осадки туронского возраста толщиной 90−110 м представлены глинами и опоками, надежно изолирующими апт-альб-сеноманский комплекс от зоны свободного водообмена.

Верхний гидрогеологический этаж турон-четвертичного возраста, представлен преимущественно переслаиванием мелкои разнозернистых песков, глин, алевролитов, супесей и суглинков, причем пески в разрезе преобладают.

Отложения палеогеновой и четвертичной систем характеризуются преимущественно свободным водообменом, низкой минерализацией и, в основном, локальным распространением водоносных горизонтов. Важным фактором, влияющим на гидрогеологические условия, также является зона многолетнемерзлых пород.

Толщина этажа по рассматриваемой территории изменяется в пределах 650−840 м.

В пределах лицензионного участка воды верхнего гидрогеологического этажа не изучены. По данным соседних площадей (Тазовская площадь и др.), минерализация вод достигает 0,15−1,0 г/л, воды по типу относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, являются опресненными и используются как для технических, так и для хозяйственных целей. Пресные воды олигоценовых отложений применяются для водоснабжения населенных пунктов.

Таким образом, на основе данных о физико-химической характеристике пластовых вод и результатов испытания скважин, расположенных на Мессояхском лицензионном участке, с учетом материалов соседних месторождений и площадей для величины минерализации по разрезу рекомендуется принять следующие значения:

— покурская свита (сеноман) — 16,0 г/л;

— покурская свита (апт-альб) — 12,0 г/л;

— ереямская свита (готерив-баррем) пласты группы МХ — 8,0 г/л;

— заполярная свита (валанжин) пласты группы БУ — 7,0 г/л;

— тюменская свита — 7,4 г/л.

2. Технико-методическая часть

2.1 Литолого-петрофизические характеристики объектов исследования

2.1.1 Состояние освещенности объектов исследования керном и состояние его изученности

Данные раздела подготовлены по материалам подсчета запасов Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений был использован керновый материал и результаты лабораторных исследований по 12 скважинам Западно-Мессояхского месторождения и 10 скважинам Восточно-Мессояхского месторождения. Сведения накопленной петрофизической информации по месторождениям приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Сведения об объемах петрофизической информации по Западно-Мессояхскому и Восточно-Мессояхскому месторождениям

Из таблицы следует, что объем вынесенного керна несколько выше по Восточно-Мессояхскому месторождению. Такое же соотношение и по выносу керна — 60,4% по отношению к проходке с отбором керна по Западно-Мессояхскому месторождению и 67,7% - по Восточно-Мессояхскому. Вынос керна по отношению к продуктивной толщине разреза составляет 51,7% и 24,3% по Западно-Мессояхскому и Восточно-Мессояхскому месторождениям соответственно. Соотношение освещенности керновыми исследованиями групп продуктивных пластов показано в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Соотношение освещенности керновыми исследованиями групп продуктивных пластов Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений

Из таблицы видно, что освещенность продуктивного разреза керновыми исследованиями неравномерная, как по пластам, так и по месторождениям. На Западно-Мессояхском месторождении наибольшее количество исследованных образцов приходится на пласты ПК1−3 (114 образцов) и ПК5−22 (22 образца), и совершенно не охарактеризованы керном пласты МХ и БУ (4 образца). На Восточно-Мессояхском месторождении лучше всего охарактеризованы керновыми исследованиями пласты группы БУ (147 образцов), несколько хуже пласты ПК1−3 (42 образца). Практически не охарактеризованы керном пласты МХ1−10 (10 образцов), не было исследований керна в пластах ПК5−22. В целом по двум месторождениям исследовано 360 образцов.

Вынос керна из эффективной части разреза значительно меньше, чем из пород-неколлекторов. Это объясняется тем, что проницаемые, слабосцементированные породы, особенно породы-коллекторы сеноманских отложений, в процессе отбора керна разрушаются, размываются буровым раствором и выносятся на поверхность в виде песка и шлама. В целом изученность керновым материалом продуктивной части разреза невысока. Эффективная толщина пласта ПК1−3 в процентном соотношение на Западно-Мессояхском месторождении 52.3%, в Восточно-Мессояхском месторождении 16%. Эффективной нефтегазоносной толщиной Западно-Мессояхском месторождении 27%, в Восточно-Мессояхском месторождении 28%.

Фильтрационно-емкостные и литологические исследования образцов пород Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений проводились в ЦЛ Главтюменьгеологии. Статистические параметры по определению ФЕС пластов приведены в таблице 2.3.

Для определения петрофизических и литологических параметров применялись следующие методики.

Коэффициент открытой пористости (Кп) определялся методом насыщения образцов моделью пластовой воды и керосином, а также газоволюметрическим методом по гелию.

Объемная (дп) и минералогическая (дм) плотности определялись расчетным путем.

Абсолютная проницаемость (Кпр) определялась методом фильтрации газа на установке.

Коэффициент остаточной водонасыщенности (Кво), вернее водоудерживающей способности (Квс), определялся методом центрифугирования.

Таблице 2.3

2.1.2 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пород и критериев выделения коллекторов Пласты группы ПК По пластам группы ПК вынос керна в целом по двум месторождениям составляет 66,2% от проходки с керном. Освещенность общей эффективной и эффективной нефтегазонасыщенной толщины вынесенным керном составляет 28,7% и 27% соответственно. Освещенность керном эффективной толщины выше на Западно-Мессояхском месторождении (52,3%) по сравнению с Восточно-Мессояхским месторождением (16%), но освещенность эффективной нефтегазонасыщенной толщины керном одинакова на обоих месторождениях (27−28%).

Из всех продуктивных пластов в пределах Западно-Мессояхского месторождения керном охарактеризованы только пласт ПК1−3 (сеноманская залежь) и пласт ПК12 (отложения покурской свиты). На Восточно-Мессояхском месторождении керном охарактеризован только пласт ПК1−3.

Пласт ПК1−3 вскрыт всеми пробуренными на площади скважинами. Керн отобран в 6-ти скважинах Западно-Мессояхского месторождения (скважины: 6, 20, 24,25,26 и 31), в 5-ти скважинах Восточно-Мессояхского месторождения (скважины: 10, 12, 14, 33, 35). Всего в пределах залежей пройдено с отбором керна 309,3 м, из них отобрано 203 м керна. Из проницаемых прослоев отобрано 93,9 метра керна, в том числе из газонасыщенной части — 22,6 м, из нефтенасыщенной части — 25,7 м. На основе описания керна можно сделать вывод, что породы-коллекторы и породы-неколлекторы Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений аналогичны по составу и свойствам пород, слагающим сеноманскую толщу.

Коллекторами нефти и газа в сеноманских отложениях являются песчаники слабосцементированные как однородные, так и горизонтально-слоистые. В песчаниках преобладающие размеры обломков 0,10−0,16 мм, сортировка материала средняя, обломки полуокатанные. По составу скелетной части песчаники аркозовые и близкие к полимиктовым, кварца и полевого шпата примерно в равных количествах, обломков пород от 10% до 25%, слюды — 2−3%. Зерна кварца в большинстве с пылеватыми включениями, полевые шпаты представлены плагиоклазами и калиевыми разностями. Органические остатки представлены редкими бесструктурными чешуйками углистого детрита, бурые, довольно крупные в среднем их количество составляет 3−4%. Цемент пленочно-поровый, его количество до 10−12%. Отмечается значительное количество пустых пор различной размерности, пленки сплошные и прерывистые, различные по толщине, по составу хлоритовые и гидрослюдисто-хлоритовые, поры заполнены каолинитом и хлорит-гидрослюдистым материалом. Аутигенные минералы представлены пиритом в виде единичных плохораскристаллизованных зерен, лейкосеном в виде единичных примазок. Коллекторы имеют межзерновой тип порового пространства.

Гранулометрический состав пород ПК1−3, определенный по шлифам, изменяется от мелкодо среднезернистых фракций. Крупнозернистая фракция (d3 от 1 до 0,25 мм) составляет — от 1% до 10%. Преобладает, в основном, мелкозернистая песчаная фракция (d3 от 0,25 — 0,1 мм) — от 1−10% до 20−30% и алевритовая фракция (d3 от 0,1 — 0,01 мм) — от 15−30% до 40−75%. Пелитовая фракция составляет от 6−8% до 35%. Диапазоны изменения и средние значения гранулометрических фракций показаны в таблице 2.3.

Объемная плотность дп образцов пород ПК1−3 изменяется в пределах — от 1,6 до 2,95 г/см3 со средним значением для коллекторов дп=1,9 г/см3 (рис. 2.2д).

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта ПК1−3 в настоящее время изучены на 156 образцах из 8 скважин, из них коллекторов — 111 образцов (таблица 2.3).

Коэффициент открытой пористости Кп измерен на 156-ти образцах. Среднее значение Кп коллекторов по керну составляет 29,8%, диапазон — от 21,5 до 41% (таблица 2.3, рис. 2.2а).

При насыщение водой наблюдаеться увелечинение пористости образцов. ОБусловленно оно наличе разбухающего глинестного цемента и проявляеться с ростом гилинистости, т. е. с уменьшение пористости. Пример сопостовление пористости по гелию и поводе приведен на рисунки 11 (условно) из него следуют что при пористости больше 34−35% пористости по гелию и по воде совподают. С уменьшение пористости до 22−23% пористость по воде в среднем 3−4% превышает пористоть по гелию. Дальнейшее уменьшение пористости обусловлено присутствием карбонатного цемента, не разбухающего цемента. Пористость в карботанизированых писчаников в воде практически равна пористости по гелию. На рисунки 2.1 красным цветом приведена наиболее вероятная зависимости Кпо воде от Кп по гелию, по преставлению Мамяшева В.Г.(спец)часть Рис 2.1 Сопоставление пористости по гелию и по воде.

Коэффициент абсолютной проницаемости Кпр измерен на малой выборке — 12 образцов (таблица 2.3). По коллекторам среднее значение Кпр составляет 70,3 мД при диапазоне от 12,6 мД до 165 мД (таблица 2.3, рис. 2.2б). Выборка образцов керна с замерами Кпр не является представительной, поэтому и статистические характеристики по этому параметру требуют уточнения.

Рис. 2.2. Характеристика распределения физических свойств пород пласта ПК1−3 Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений а) Кп; б) Кпр; в) Кво; г) Скарб; д) dп

Коэффициент остаточной водонасыщенности Кво измерен на еще меньшей выборке образцов керна — всего замерен Кво на 8-ми образцах, в коллекторах — 1 образец. Диапазон изменения Кво меняется в пределах 25,2−38,8%, со средним значением 31,4%.

Породы-неколлекторы пласта — это, в основном, алевролито-глинистая порода, представленная тонким переслаиванием аргиллитов и алевролитов с мощностью прослоев 1−2 см. В алевролито-глинстой породе основная глинистая масса выполнена гидрослюдой, алевритовый материал в количестве до 35%, мелкозернистый песчаный матриал — до 10%. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, плотные, алевролиты светло-серые с коричневатым оттенком за счет нефтенасыщенности, глинисто-карбонатные, крепкие. Алевролиты по соотношению породообразующих минералов аркозовые с примерно равным содержанием кварца и полевого шпата, обломки пород единичные, также незначительны и чешуйки биотита и мусковита. Цемент глинистых пород пленочно-поровый.

Встречаются довольно мощные уплотненные прослои, представленные мелкозернистыми песчаниками, крепкосцементированными карбонатным цементом, и прослоями известняка. Основная карбонатная масса в известняке выполнена (по данным термовесового анализа) сидеритом (до 50%) и мелкозернистым кальцитом с примесью доломита (до10%).

2.1.3 Петрофизическая характеристика коллекторов пласта ПК1−3

Выборка исследованного керна по пластам ПК составляет 178 (таблица 2.2). Распределения петрофизических и литологических параметров, построенных по этой выборке керна, представлены на рис. 2.2, а в таблице 2.3 даны статистические характеристики параметров по обобщенным результатам анализов керна. В табл. 2.4 приведена информация по исследованным образцам керна по параметрам. Из таблицы видно, что проведен большой объем работы, но из-за бессистемности исследований только незначительная часть образцов керна охвачена всеми анализами. Это существенно снижает значимость выполненных петрофизических исследований.

Таблица 2.4

Объем изученности керна из пластов ПК1−3 Западно-Мессояхского и Восточно Мессояхского месторождений

Анализ основных петрофизических зависимостей выполнен по результатам сопоставления параметров, полученных в результате стандартных исследований керна, -коэффициентов пористости Кп, проницаемости Кпр, остаточной водонасыщенности Кво, объемной плотности дп, карбонатности Скарб и глинистости Сгл. Зависимости между петрофизическими и литологическими свойствами, также как и описание керна и шлифов, позволяют судить о модели коллектора.

Зависимость остаточной водонасыщенности Кво от пористости Кп для пластов группы ПК (рис. 2.3а) практически невозможно проанализировать из-за малой выборки керновых исследований с замерами Кп и Кво.

Зависимость проницаемости Кпр от коэффициента пористости Кп для пластов группы ПК, представленная на рис 2.3б, не может являться характеристикой данного объекта из-за недостаточности керновых исследований. На график зависимости разным цветом нанесены точки керна из разных пластов этой группы. Все точки показывают общую закономерность изменения коэффициента проницаемости от коэффициента пористости. Уравнение зависимости Кпр=f (Кп) использовалось при оценке Кп по значениям коэффициента пористости в процессе обработки данных ГИС.

Зависимость проницаемости Кпр от остаточной водонасыщенности Кво в пластах ПК недостаточно керновых исследований для корректного анализа связи Кпр~Кп, но тенденция увеличения Кпр с уменьшением Кво прослеживается (рис. 2.3в).

Зависимость объемной плотности дп от коэффициента пористости Кп для пластов группы ПК (рис. 2.3г) имеет достаточно высокую тесноту связи в интервале значений Кп, соответствующих коллекторам (Кп>21,5%). В интервале значений Кп, соответствующих неколлекторам, есть точки, выпадающие из общей тенденции. Точки, имеющие низкие значения плотности и достаточно высокие значения Кп могут быть связаны с присутствием углистого материала. Точки с высокими значениями плотности и низкими значениями Кп, выпадающие из общей тенденции, связаны с повышенной карбонатностью исследованного образца.

Сопоставление гранулометрического состава пород с коллекторскими свойствами. Определение гранулометрического состава пород сделано только по шлифам. Анализ связей позволил сделать следующие выводы.

Содержание песчаной фракции достаточно четко напрямую коррелируется с коэффициентами пористости и проницаемости по пласту ПК. С остаточной водонасыщенностью связь Спесч обратная.

Влияние на коэффициент пористости коллекторов содержания алевритовой фракции неоднозначное для всех изучаемых объектов. Обратная зависимость от содержания алевритовой фракции наблюдается с Кпр, и прямая — с Кво, во всех продуктивных пластах. Увеличение содержания алевритовой фракции существенно снижает фильтрационную характеристику пород, практически не влияя на емкостную.

Содержание пелитовой фракции хорошо коррелируется с коэффициентами проницаемости (обратная зависимость) и остаточной водонасыщенности (прямая зависимость) пород (рис. 2.4). Эти связи показывают, что коллектор по типу межзерновый во всех объектах, т.к. изменение пористости и проницаемости происходит в зависимости от степени заполнения пор глинистым и алевритовым материалом.

Влияние карбонатности, представленной сидеритом, кальцитом, доломитом и их промежуточными разностями, на ФЕС весьма значительно и совместно с глинистостью является определяющим.

Модель коллектора продуктивных пластов по результатам имеющейся информации по керну следующая. В продуктивном пласте ПК коллектор представлен песчаниками с межзерновым типом порового пространства. Это означает, что изменение емкостных свойств коллектора определяется степенью заполнения пор скелета глинисто-алевритовым, глинисто-карбонатным материалом; на изменение фильтрационных свойств дополнительно влияет неоднородность породы по размерам поровых каналов.

Обоснование граничных значений петрофизических параметров коллекторов.

Для пласта ПК1−3 из-за недостаточности керновых данных и отсутствия скважин, пробуренных на РНО, установить граничные значения петрофизических параметров не представляется возможным. Поэтому величины граничных значений Кп, гр и Кпр, гр для отложений сеномана были взяты по данным базовых скважин (скв.41 Ямбургская и скв.110 Уренгойская), которые являются основными для северной группы месторождений, куда относятся Западнои Восточно-Мессояхские месторождения (рис. 2.6). Граничные значения равны: Кп, гр=21,5%, Кпр, гр=0,6мД. Данные граничные значения установлены для газонасыщенных коллекторов.

Рис. 2.6. Сопоставление коэффициентов пористости и проницаемости с Кп, дин и Кп, эф для установления граничных значений параметров по данным анализов керна в сеноманских отложениях по данным подсчета запасов :

1-керн из скважин на РНО (скв.41 Ямбургская, скв.110 Уренгойская); 2- керн из скважин на РВО (Уренгойское и Медвежье месторождения).

Для нефтенасыщенных коллекторов граничное значение коэффициента пористости получено по связи Кп=f (бсп). При бсп, гр=0,25 (см.ниже) получено значение Кп, гр=22,7% (рис. 2.7). Граничное значение коэффициента проницаемости получено по уравнению Кпр=f (Кп) для отложений сеномана (Таблица2.6). При Кп, гр=22,7% получается равным Кпр, гр=1мД. (Таблица 2.5)

Таблица 2.5

Граничные значения «коллектор-неколлектор» петрофизических параметров для продуктивного пласта ПК Западнои Восточно-Мессояхского месторождений.

Таблица 2.6

Основные петрофизические зависимости и константы для продуктивного пласта ПК1−3 Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений по данным подсчета запасов.

2.2 Комплекс техника и методика геофизических исследований скважен

2.2.1 Технические условия проведения ГИС В рассматриваемом районе работ на дату 01.12.2008 года пробурено 13 скважин Западно-Мессояхского и 26 скважин Восточно-Мессояхского месторождений. Месторождения характеризуются значительным этажом нефтегазоносности — от сеноманского до юрского возраста. Максимальные глубины, вскрытые скважинами на Западно-Мессояхском месторождении — скв.4 (3202 м), скв. 16 (2789 м), скв. 32 (2701 м); на Восточно-Мессояхском — скв.2 (3204 м), скв. 51 (3014 м), скв. 73 (3056 м).

Условия проведения ГИС в рассматриваемом районе работ отличаются особенностями геологического плана: характерно наличие большого количества продуктивных пластов неравномерно распределенных в разрезе месторождений; локализация залежей отдельных пластов в самостоятельных тектонических блоках; многофазное состояние углеводородов большинства залежей; резко неоднородное строение продуктивных пластов.

Пластовые давления и температуры Термобарическая характеристика разреза Западно и Восточно-Мессояхского месторождений приведена на рисунке 2.8. При построении термобарической характеристики учитывались данные по измерению пластовых давлений и температур, полученных при испытании пластов в колонне.

Температура в исследованных продуктивных отложениях изменяется от 16 0С пласт ПК1−3.

Связь температуры с глубиной отложений описывается уравнением:

Т = 0,03•H — 9.8,

где Т — температура, Со;

Н — глубина, м.

Средний градиент температуры составляет 3 оС на 100 метров разреза.

Шифр точек: ?- Вост-Мессояхская ?- Зап-Мессояхская Рисунок 2.8- Термобарическая характеристика по разрезу Восточно и Западно-Мессояхского месторождений

Минерализация пластовых вод

Изменение минерализации пластовых вод с глубиной для Западнои Восточно-Мессояхского месторождений приведено на рисунке 2.9. При построении рисунка использованы сведения по минерализации пластовых вод пластов групп ПК, МХ, БУ, Ю. Для Западнои Восточно-Мессояхского месторождений минерализация пластовых вод изменяется от 16 г/л в сеноманском водоносном комплексе до 7 или 8 г/л для юрских отложений.

На основе данных о физико-химической характеристике пластовых вод и результатов испытания скважин, расположенных на Мессояхском лицензионном участке, с учетом материалов соседних месторождений и площадей для величины минерализации по ПК1−3 разрезу рекомендуется принять следующие значение :

- покурская свита (сеноман) — 16,0 г/л;

При интерпретации ГИС использовалось удельное электрическое сопротивление воды св=0,46 Ом· м для пластов ПК1−3.

Шифр точек: ?- Восточно-Мессояхская ?- Западно-Мессояхская Рисунок 2.9- Изменение минерализации пластовых вод по разрезу Восточно и Западно-Мессояхского месторождений

2.2.2 Объемно-компонентная модель коллектора Рис. 2.3 Объемно-компонентная модель коллектора пласта ПК1−3

Параметры промывочной жидкости

Бурение скважин на Восточно-Мессояхском и Западно-Мессояхском месторождении производилось турбинно-роторным способом трехшарошечными долотами с промывкой забоя глинистым раствором. При бурении под кондуктор использовался глинистый раствор, приготовленный из глинопорошка, со следующими параметрами: удельный вес от 1,18 до 1,20 г/см3, вязкость от 45 до 60 сек. Дальнейшее углубление скважины осуществлялось на глинистом растворе с удельным весом до 1,10 г/см3. Вскрытие продуктивных горизонтов сеноманских и нижнемеловых отложений производилось при следующих параметрах бурового раствора: удельный вес от 1,16 до 1,25 г/см3, вязкость от 25 до 45 сек. При вскрытии юрских отложений удельный вес бурового раствора утяжелялся до 1,48 г/см3 (скв.16 Западно-Мессояхская). В процессе бурения для обработки глинистого раствора применялись КМЦ, ГКЖ, гипан, нитроволокно, графит, кальцинированная сода и другие химреагенты.

Удельное электрическое сопротивление ПЖ при пластовой температуре меняется от 1,2 до 5 Ом· м.

2.2.3 Характеристика комплекса ГИС На Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях подсчетные параметры и запасы считались по продуктивным пластам групп ПК, МХ и БУ. Методика интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения коллекторов, оценки характера насыщения и определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) должна быть обоснована с двух позиций. С одной стороны, разработка методики зависит от полноты, информативности и качества стандартного комплекса геофизических исследований большинства скважин месторождений. С другой стороны, необходимо знать модель коллектора, структуру порового пространства, вещественный состав и строение скелетной и цементирующей частей, диапазон изменения основных свойств коллекторов. Эти данные получают из прямой информации — результатов исследований керна, по которым строят основные петрофизические зависимости и устанавливают граничные (предельные) значения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов.

В данном разделе приводятся сведения о выполнении комплекса геофизических исследований по всему фонду скважин. По состоянию на 01.01.2005 г. на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях пробурено 19 разведочных и 5 поисковых скважин.

В комплекс геофизических исследований скважин входят методы:

стандартный каротаж (ПС+КС);

боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3);

индукционный каротаж (ИК);

боковой каротаж (БК);

микрозондирование (МКЗ);

микробоковой каротаж (МБК);

кавернометрия (КВ);

микрокавернометрия (МКВ);

радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);

плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П);

акустический каротаж (АК);

резистивиметрия (Рез);

инклинометрия (Инк);

термометрия (Терм);

цементометрия (АКЦ).

Из дополнительных и специальных методов ГИС проведены: отбор проб (ОПН) (в скв. 26, 31, 11, 14, 35), газовый каротаж (в скв. 1, 2, 4, 41,51), повторные замеры НКТ (в скв. 31, 26, 21, 38, 41, 12, 35, 33).

В скважине 47 комплекс ГИС проведен с глубины 2299 м, в результате чего по пластам, залегающим выше этой отметки, также не проведена количественная интерпретация. В скважине 38 при проведении комплекса ГИС запись БКЗ проведена 21.06.1991 г., МКЗ и ИК в этом же интервале записаны через 17 суток, а МБК и РК — почти через месяц, что также не позволяет использовать записи этих методов для количественной интерпретации. Во всех скважинах проведен полный комплекс ГИС, за исключением ряда скважин. Так, в скважине 49 в интервале 1398−1988 м не сделана запись ПС, в интервале 692−930 м отсутствует запись МКЗ. В целом ряде скважин отсутствуют замеры резистивиметрии, что осложнило интерпретацию материалов БКЗ. Продуктивные отложения вскрывались роторно-турбинным способом на пресной глинистой промывочной жидкости (ПЖ) со средними параметрами: удельный вес -1,16−1,25 г/см3, вязкость -25 -30 сек., водоотдача — 6−8 см3/30 мин. Удельное электрическое сопротивление ПЖ при пластовой температуре меняется от 2 до 6 Омм. Пластовые давления близки гидростатическим или незначительно их превышают.

Геофизические исследования проводились на станциях АКС/Л-51, АКС/Л-7, регистраторе «Гектор» при использовании кабеля КГ-3. Качество материалов ГИС оценивалось согласно «Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах», а также временных методических руководств и указаний по проведению и интерпретации новых методов ГИС.

Выполненный комплекс ГИС по скважинам обработанным в дипломном проекте скважинам приведен в таблице 2.7

Таблица 2.7.

Комплекс ГИС выборки интерпретируемых скважин

Стандартный каротаж выполнен во всех скважинах от башмака кондуктора до забоя в масштабе глубин 1:500. В качестве стандартных применялись: подошвенный градиент-зонд А2М0,5N, потенциал-зонд N6,0М0,5А или N11,0М0,5А с одновременной записью кривой ПС. Во многих скважинах, наряду с подошвенным, записан кровельный градиент-зонд N0,5М2А. Масштаб записи КС — 2,5 Омм/см, масштаб записи ПС — 12,5 мВ/см, скорость записи 2000;3000 м/час, применяемая аппаратура: АБКТ, КСП-2, Э-1. Качество материалов стандартного каротажа, в основном, хорошее.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводилось во всех скважинах следующими подошвенными градиент-зондами: А0,4М0,1N, А1,0М0,1N, А2М0,5N, А4М0,5N, А8М1N с одновременной записью ПС в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи КС — 2,5 Омм/см, ПС — 12,5 мВ/см. Применяемая аппаратура АБКТ, К-3, Э-1. Скорость регистрации кривых 2000;3000 м/час. Качество кривых БКЗ, в основном, хорошее, за исключением записей отдельных зондов БКЗ. Отбракованы замеры зондов А1М0,1N в скважине 21 Западно-Мессояхского месторождения. Удовлетворительное качество отмечено: зонд А0,4М0,1N — в скважинах 47, 36, 33, 24, зонд А1,0М0,1N — в скважинах 2, 24, зонд А4М0,5N — в скважине 41, 51, зонд А8М1N — в скважинах 41, 24.

Применение БКЗ для оценки УЭС пластов ограничено их малой толщиной.

Индукционный каротаж (ИК) проводился в интервале БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой АИК-М, АИК-5 с зондами 6Ф1,2, 8И1,2, соответственно. Масштаб записи кривых 20 мСим/м/см. Удовлетворительное качество кривых ИК отмечено в скважинах 1, 14, 33. Отсутствуют записи ИК в скважинах 51 (инт.2300−2736 м), 36 (инт.2036;2498 м).

Качество материалов ИК хорошее и удовлетворительное, однако, имеют место дефекты, обусловленные температурным отходом кривой ИК от нулевой линии. Корректировка нулевых линий проводилась по данным БКЗ на этапе обработки материалов ГИС.

Боковой каротаж (БК) проводился во всех скважинах в интервалах проведения БКЗ аппаратурой ТБК-3, АБКТ, Э-1. Масштаб глубин 1:200. Масштаб регистрации логарифмический с модулем 8, 10 и 6,25. Скорость записи 1500−2000 м/час. Качество материалов, в основном, хорошее. Забракована запись БК в скважине 20. Удовлетворительное качество в скважинах 41, 51.

Микрозондирование (МКЗ) проводилось во всех скважинах: микроградиент-А0,025М0,025N и микропотенциал-А0,05 М зондами, аппаратурой МДО-3 и Э-2 в масштабе глубин 1:200 в интервале проведения БКЗ. Масштаб записи кривых 2,5 Омм/см. Скорость регистрации 1000−1500 м/час. Качество кривых микрозондирования, в основном, хорошее. В отдельных случаях на кривых микрозондирования отсутствуют положительные приращения в интервалах проницаемых прослоев, что объясняется большой скоростью вскрытия продуктивного горизонта, отсутствием проникновения, а также несоответствием диаметра прижимного устройства прибора МДО диаметру скважины (диаметр скважины равен 0,395 м, а диаметр прибора составляет 0,320 м).

Микробоковой метод (МБК) проведен во всех скважинах в интервале проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой МБК, К-3, Э-2, МБКУ. Масштаб записи кривой МБК — 2,5 Омм/см. Скорость регистрации кривых 800−1500 м/час. МБК, в основном, хорошего качества, удовлетворительное качество каротажа отмечено в скважинах 36, 47, 5, 4. Диаграммы МБК использовались при выделении коллекторов.

Кавернометрия (КВ) проводилась в масштабе глубин 1:500 в интервалах стандартного каротажа и 1:200 — в интервалах БКЗ, аппаратурой СКП-1. Скорость записи 1500−2000м/час. Масштаб записи кривых 2 см/см. Качество материалов, в основном, хорошее. Удовлетворительное качество материалов КВ отмечено в скважине 5 (несоответствие разрезу).

Радиоактивный каротаж представлен различными видами исследований: ГК, ННКТ, ГГКП.

Запись ГК и ННКТ выполнены во всех скважинах за исключением скважин 1, 24, 49 (отмена заказчиком) в интервале БКЗ в масштабе 1:200, выше по разрезу — в масштабе 1:500. аппаратурой ДРСТ-3−90 и СРК. Качество материалов радиоактивного каротажа, в основном, хорошее.

Плотностной гамма-гамма каротаж проводился с целью детального изучения разреза в масштабе глубин 1:200 в скважинах 31, 41, 12, 33, 14. Исследования проводились аппаратурой РКС-1 с источником гамма-излучения Сs-137. Удовлетворительное качество ГГКП в скважине 5.

Акустический каротаж проведен в масштабе глубин 1:200 в интервале БКЗ аппаратурой СПАК-4, СПАК-6. Масштаб записи кривых А1 и А2 — 0,5 В/см, кривой lgА1/А2 — 2,5 дБ/см, Т1 и Т2 — 50 мкс/м, Т — 20 мкс/м/см. Скорость регистрации 800−1000 м/час. Не проведен акустический каротаж в скважинах 35, 47. Брак записи АК — в скважине 1 (интервал 1600−2270 м). При оценке качества АК возникли трудности из-за отсутствия на диаграммном материале записи Т в свободной колонне, стандарт-сигналов и контрольных записей.

Кривые резистивиметрии записывалась в масштабе глубин 1:200 в интервале БКЗ с целью регистрации удельного сопротивления промывочной жидкости. Скорость записи — 2000;2500 м/час. Масштаб записи кривых — 0,5 Омм/см. Качество резистивиметрии, в основном, хорошее и удовлетворительное. В целом ряде скважин отсутствуют замеры резистивиметрии.

Инклинометрия проводилась во всех скважинах с целью определения искривления ствола скважины по точкам через 25 м приборами ИК-2, КИТ.

Термометрия с целью записи температуры проводилась приборами Т-5, ТЭГ-1, ТЭГ-2 в масштабе глубин 1:500. Масштаб записи кривых 0,5 С/см, скорость регистрации 1000−1500 м/час.

Акустическая цементометрия (АКЦ) проводилась в масштабе 1:500 аппаратурой АКЦ-1, АКЦ-4. Масштаб записи кривых Ар и Ак — 12 усл.ед./см, Тр — 50 мкс/см. Скорость регистрации 1000−1500 м/час. Качество материалов хорошее.

В итоге по всему фонду скважин высокий процент выполнения стандартного комплекса геофизических исследований (около 100%). Малый объем приходится на акустический и гамма-гамма-плотностной методы. Основными причинами недовыполнения комплекса являются плохая подготовка скважин к геофизическим работам, низкое качество ремонта приборов, отсутствие необходимого количества аппаратуры и приборов.

Оценка качества материалов ГИС сводилась к определению степени пригодности геофизических данных для комплексной интерпретации — определению коллекторских свойств пород (Кн, Кп, Нэф). Оценить качество материалов ГИС затруднительно потому, что в рассматриваемом разрезе нет надежных опорных пластов.

Выполняемая при комплексной интерпретации оценка качества первичных геофизических материалов позволила сделать следующие выводы:

— качество материалов БКЗ по результатам оценки показаний в однородных мощных пластах, в основном, хорошее;

— материалы ИК в ряде скважин были откорректированы по данным БКЗ или по показаниям в опорных пластах;

— материалы БК и БМК, в основном, удовлетворительного качества;

— материалы акустического каротажа, в основном, удовлетворительного качества. При использовании материалов АК (Т) проводилась необходимая корректировка масштаба записи кривой Т;

— качество материалов ГГКП удовлетворительное.

Для дополнительного контроля качества материалов ГИС проведен их статистический анализ на этапе обработки.

Имеющийся комплекс ГИС вполне достаточен для решения качественных задач — литологического расчленения, выделения коллекторов и частично оценки характера их насыщения. Для количественного определения параметров в комплексе ГИС фактически отсутствует метод пористости, и это создает значительные трудности при интерпретации геофизических материалов, которая затруднена также низким качеством значительной доли первичных материалов методов пористости. Необходимость корректировки исходных диаграмм АК, ГГК не способствует повышению достоверности количественного определения геологических параметров коллекторов.

3. Специальная часть В соответствии с задачами и целью данного дипломного проекта нами последовательно рассмотрено методическое обеспечение интерпретации ГИС при решении следующих задач:

Ш литологического расчленения разреза;

Ш выделения коллекторов и определения эффективных толщин;

Ш определения характера насыщения коллекторов;

Ш определения коэффициента пористости;

Ш определения коэффициента нефтегазонасыщенности.

Был принят следующий порядок выполнения работы:

Ш по каждой из задач было представлено краткое описание методических основ её решения, включая использованное при подсчете запасов;

Ш обоснование принятой нами методики обработки и интерпретации ГИС по указанному в разделе 3 перечню из скважин;

Ш анализ полученных результатов, сравнение с результатами подсчета запасов.

В процессе обработки и интерпретации ГИС были выполнена оценка качества материалов ГИС.

Обработка и интерпретация материалов ГИС были выполнены мною с помощью программы комплекса «ГеоПоиск».

Обработка в программном комплексе «ГеоПоиск» включает загрузку материалов ГИС и петрофизики, контроль качества данных и формирование рабочих планшетов.

Программным комплексом «ГеоПоиск» был выполнен следующий комплекс работ: расчленение разреза, выделение коллекторов, определение сп, определения характера насыщения.

3.1 Литологическое расчленение разреза

3.1.1 Краткие методические основы Установившиеся подходы к литологическому расчленению предполагают выделение следующих групп пород: песчано-алевритовых (коллекторов), собственно глин и аргиллитов (включая их алевритистые и алевритовые разности), плотных «карбонатных» пород, битуминозных аргиллитов и углей. Большая часть из перечисленных групп пород характеризуется широким спектром текстурно-структурных особенностей: от однородной до слоисто-линзовидной текстуры и переслаиваний. Идентификация их по данным ГИС в настоящее время не представляется возможной.

При наличии типового комплекса ГИС, существуют следующие возможности литологического расчленения рассматриваемых отложений и предлагается следующий его порядок.

Собственно глины и аргиллиты, называемые также «чистыми» глинами и аргиллитами — это породы с содержанием собственно глинистой фракции (< 0,01мм) не менее 40−45%.

Для выделения чистых глин и аргиллитов в разрезах поисково-разведочных и не обводненных эксплуатационных скважин может быть предложен следующий алгоритм:

пс < пс*, где пс*= 0,1,

мпз? мгз и мпз < 4*р, при р? 1 Ом*м бк < бк*.

В качестве дополнительных условий или при отсутствии одного из приведенных выше методов (например, при отсутствии микрозондов в эксплуатационных наклонных скважинах) можно включить следующие условия:

1виз = 2 виз = i виз = п виз или мпз? бмк

Jнк< Jнк* 0,15−0,2, а также Jгк> Jгк*

Здесь пс*- граничное значение относительной амплитуды ПС для «чистых» глин и аргиллитов; мпз и мгз — показания микропотенциал и микроградиент зондов; р — УЭС промывочной жидкости в скважине; бк* - граничное (наибольшее) значение показаний зонда БК против глин; 1виз, i виз и п визпоказания зондов разной длины в методе ВИКИЗ от первого до n-ного; Jнк* граничное значение двойного разностного параметра НК для глин и аргиллитов; - допуски в различии показаний методов (предлагаются на уровне 10% от значения параметра).

При толщине пласта менее h < 1,6 м и значениях пс вмещающих пластов более пс > 0,5, условием пс < пс*, где пс*= 0,1 можно пренебречь, либо необходимо ввести поправку в амплитуду ПС.

При толщине пласта менее h < 0,4−0,6 м методы ПС, а также ВИКИЗ и НКТ становятся не информативным, соответственно условия пс < пс*, где пс*= 0,1−0,15,

1виз = 2 виз = i виз = п виз или мпз? бмк

Jнк< Jнк* 0,15−0,2, а также Jгк> Juк*

должны исключаться из рассмотрения. Критерий мпз? мгз и мпз < 4*р обеспечивает выделение не только глин, но других разновидностей глинистых пород, причисляемых к не коллекторам: глин и аргиллитов алевритистых и алевритовых. Для разделение глин и аргиллитов привлекают дополнительные условия.

Глины выделяют по дополнительному условию:

dс > dн +,

где значение предлагается в пределах 1- 2 см.

Аргиллиты выделяют по дополнительному условию:

(dн — 0,5)< dн +1,0, см.

Здесь dс и dн — фактический и номинальный диаметры скважины.

Плотные карбонатизированные песчано-алевритовые породы — это породы с базальным карбонатным цементом, содержание которого составляет более 18−20%. Обычно максимальное содержание аутигенного карбонатного материала не превышает 30−40%. Предполагается, что высокое содержание карбонатного материала обусловлено частичным аллотигенным его происхождением. Для выделения рассматриваемых плотных пород предлагается следующий алгоритм:

бк > бк, пл, (мбк > мбк, пл) и

Jнк > Jнк, пл .

Здесь бк, пл и мбк, пл — граничные значения кажущегося УЭС для плотных пород по БК и МБК, Jнк, пл — соответствующее граничное значение показаний НК (двойного разностного параметра НК) для плотных пород, составляющее около 0,32 — 0,45. При отсутствии одного из этих замеров или в качестве дополнительных, предлагаются следующие условия:

dс = dн 0,5 см и мпз > (5−7)* р.

Угли выделяют по следующим условиям:

Jнк

Jгк

Битуминозные аргиллиты выделяют по условиям:

Jгк Jгк, гл, при

Jнк

После выделения перечисленных типов пород, остальная часть разреза представляет собой разнообразие песчано-алевритовых пород, включающее породы-коллекторы.

Решение задачи литологического расчленения в рассматриваемом объекта (пласта ПК1−3) огранивается выделением: песчаников, алевролитов, глин, и плотных пород.

3.1.2 Литологическое расчленение объекта Продуктивный разрез пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение месторождения относится к терригенному типу и включает следующие литологические разности — песчаники и алевролиты глинистые и слабоглинистые, с переслаиванием прослоев коллекторов и неколлекторов, глины, плотные прослои, представленные песчаниками и алевролитами с высоким содержанием карбонатного цемента. Коллекторами в изучаемом разрезе являются песчано-алевритовые породы.

Глины выделяются по положительным значениям ПС, высоким значениями естественной радиоактивности (ГК) 7−10 мкр/ч, минимальными значениями по нейтронным методам 1,5−2,5 у.е., увеличение фактического диаметра скважины (каверна).

Плотные породы выделяются по высоким значениям удельного электрического сопротивления сбк от 100 до 150 Ом*м, высокими показаниями на микрозондах, высоким значениям НК (низкое водородосодержание), низким значениям естественной радиоактивности (ГК), низким значениям Дt и соответственно высокой плотности (ГГК-П), диаметр скважины равен номинальному диаметру.

Песчаники выделяются по отрицательным значениям ПС (бпс ?0,75), по наличию градиента сопротивления в радиальном направлении, минимальным значениям естественной радиоактивности (ГК), по сужению диаметра скважины (наличие глинистой корки), наличие положительного приращения на микрозондах. Алевролиты в разрезе выделяются по аналогичным признакам, что и песчаники, но бпс в пределах 0.3 — 0.75.

Мощность единичных выделенных литологических разностях (прослоях) составляют не менее 0,4 — 0,6 м. Результаты литологического расчленения по рассматриваемым скваженнам приведны в таблице 3 (Приложение 4)

3.2 Выделение коллекторов

3.2.1 Краткие методические основы

Порода-коллектор отличается от породы-не коллектора способностью фильтровать через себя поровые флюиды под действием перепадов давлений, создаваемых в подземных гидродинамических системах.

Следовательно, предпосылкой выделения коллектора геофизическими методами является его отличие от вмещающих пород—не коллекторов по проницаемости. Традиционно различают прямые качественные признаки и косвенные количественные критерии выделения коллекторов.

Прямые качественные признаки коллекторов основанные на проявлениях эффектов, обусловленных фильтрацией водной фазы бурового раствора в пласт. Поэтому они являются наиболее надежным способом выделения коллекторов в разрезах скважин. Доказательством подвижности пластовых флюидов является наличие проникновения в пласты фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) и формирования (или расформирования) зоны проникновения.

В обсаженных скважинах прямые качественные признаки проявляются при повторных измерениях различными видами нейтронного каротажа (НК), свидетельствующих о расформировании во времени зоны проникновения. При выделении сложно — построенных коллекторов информативными являются данные геолого-технических исследований (ГТИ). Это данные механического метода, расходометрии, газового метода, результаты анализа шлама и керна.

Дополнительно можно выделить группу косвенных качественных признаков, таких как: аномалии на кривой ПС, которые имеют отрицательный знак, если и гидростатическое давление в стволе скважины превышает пластовое, и положительный знак при их обратном отношении; низкие показания кривой гамма-метода (ГМ).

Основные признаки коллекторов, вскрываемых при бурении на пресном глинистом растворе с репрессией на пласт следующие:

— наличие глинистой корки; устанавливается по кавернограмме или профилеграмме в интервале уменьшения фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным либо непосредственно на коркограмме, фиксирующей толщину глинистой корки. Толщина корки характеризует параметр водоотдачи глинистого раствора: чем больше водоотдача, тем толще корка. При оптимальной водоотдаче (не более 6−8 смі/30 мин) величина не должна превышать 1 — 2 см.

— превышение показаний потенциал-микрозонда над показаниями градиент-микрозонда («положительные приращения») при невысоких значениях и является надежным признаком коллектора при наличии глинистой корки оптимальной толщины. При очень толстой корке, означающей низкое качество раствора (высокая водоотдача), показания микрозондов в коллекторе сохраняются значительно меньшими, чем в плотных породах, и более высокими, чем в глинах, но различие в значениях и незначительно или отсутствует поскольку с помощью обоих зондов исследуют корку. При бурении на минерализованном растворе (< 0,2 Ом м) показания и также отличаются несущественно или одинаковы ввиду близости значений и .

На диаграммах микробокового и бокового зондов, или двух разноглубинных боковых зондов, зарегистрированных в одинаковом логарифмическом масштабе сопротивлений, наложенных одна на другую (совмещенных), коллекторы отмечаются расхождением показаний зондов при практическом совпадении их во вмещающих породах-неколлекторах. Знак этого расхождения зависит от типа проникновения: при понижающем <; при повышающем > .

— радиальный градиент сопротивления является характерным для коллектора, поскольку в радиальном направлении удельное сопротивление коллектора изменяется — отличються удельные сопротивления глинистой корки, промытой зоны, зоны проникновения и неизменной части. В неколлекторах, где зоны проникновения нет, этот признак отсутствует. Радиальный градиент сопротивления устанавливают, сравнивая показания разноглубинных электрических зондов или удельное сопротивление различных зон коллектора, установленное при количественной интерпретации данных метода сопротивлений.

По диаграммам разноглубинных и разнотипных зондов (экранированных и индукционных) или по диаграммам БКЗ критерием выделения коллектора является наличие радиального градиента сопротивлений (>> или <<), установленного в результате количественной интерпретации этих диаграмм по палеткам или по программам автоматической обработки результатов ГИС.

Присутствие глинистого материала влияет на удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свойства порд. Основные признаки выделения глинистых коллекторов по данным ГИС часто отличаются от признаков для чистых неглинистых песчаных пород.

Наибольшее значение для разделения в терригенном разрезе глинистых и неглинистых коллекторов имеют кривые ПС и гамма-метода.

Коллекторы можно выделить по материалам повторных замеров ГИС в открытом стволе, реже — в обсаженном. Повторные замеры ГИС относятся к классу специальных исследований, выполняемых по определенной программе в оценочных или базовых скважинах. В открытом стволе обычно проводят повторные замеры трехэлектродными, эранированными и индукционными зондами. Для выделения коллекторов используют диаграммы одного и того же зонда, зарегистрированные через различное время вскрытия изучаемого интервала разреза при бурении.

Изменение в пласте показаний во времени на диаграммах (БКЗ, или ИК) повторных замеров, выполненных в необсаженной скважине при постоянстве во времени показаний этого зонда во вмещающих в пласт породах, является признаком коллектора, свидетельствующим о формировании во времени зоны проникновения. При анализе материалов учитывают изменения удельного сопротивления и других параметров ПЖ, которые произошли за период цикла повторных замеров. Повторную регистрацию диаграмм сопротивлений зондов электрометрии дополняют повторными замерами ПС.

Повторные замеры нейтронными методами со стационарным и импульсным источником нейтронов, выполненные через различное время после спуска колонны, позволяют зафиксировать изменение показаний в коллекторах в разрезе обсаженной скважины. Замеры радиометрическими и акустическими методами в не обсаженном стволе скважин малоэффективны для выделения коллекторов.

Выделение коллекторов по количественным критериям.

При отсутствии прямых качественных признаков коллекторов выделение их реализуется на статистическом уровне с использованием количественных критериев коллектора. Выделение коллекторов с использованием количественных критериев основано на следующих предпосылках:

1) в исследуемом разрезе породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов значениями фильтрационно-емкостных свойств, а, следовательно, и значениями геофизических характеристик, отражающих эти свойства;

2) граница между коллекторами и не коллекторами на статистическом уровне характеризуется граничными значениями фильтрационно-емкостных (проницаемость Кпргр, пористость Кпгр, объемная глинистость Кглгр, относительная глинистость згл* и др.) или геофизических (относительная амплитуда бспгр, интервальное время ДТгр, объемная плотность дпгр, двойной разностный параметр ГМ, НГМ, ННМ соответственно ДJггр, ДJnггр, ДJnnгр, и др.) характеристик.

3.2.2 Выделение коллекторов в пластах ПК1−3

В рассматриваемых нами скважинах имеются замеры методами микрозондирования и кавернометрия; кроме того выполнены замеры БКЗ, а в отдельных скважинах — ВИКИЗ. Качество замеров достаточно высоко. Все это обеспечило возможность выделения коллекторов в рассматриваемых нами скважинах по прямым качественным признаков. Тем немение, нами были рассмотрены возможности привлечение косвенных количественных критериев.

Для определения граничных значений пористости Кп гр и проницаемости Кпр гр в дипломном проекте привлекались керновые данные по пласту ПК1−3.

Для нефтеностной части залежи была рассчитана динамическая пористость Кп дин = Кп (1-Кво — Кно), где Кво и Кно — соответственно коэффициенты остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности. Под величиной Кно подразумевается количество нефти, не извлекаемой из коллектора при заводнении. Петрофизические данные по значениям Кно в коллекторах ПК1−3 отсутствует. В связи с этим, обоснование граничной пористости для газонасыщенной части было выполнено с помощью зависимости Кп=f (Кп эф).

При оценке граничных признаков коллекторов использовался и петрофизический способ с помощью связей типа «керн-керн»: Кп=f (Кп эф), Кпр=f (Кп эф), Кво=f (Кпр).

По керновым данным, приведенным в отчете по подсчету запасов нами выполнено расчет коэффициента эффективной пористости и выполнено сопоставление коэффициентов пористости и эффективной пористости (рис. 3.1).

Рис. 3.1 Зависимость Кп = f (Кп эф) для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

месторождение нефтегазоносный порода коллектор На нем выделены точки аномальные к основному массиву данных. Особенностью приведенного сопоставления является отсутствие данных в области низкой пористости поэтому экстраполяции линий регрессии зависимости, построены по основному поле точек, приводит к завышение граничных точек, формально полученное значения ее равно Кпгр=23%. Очевидно что она требует подтверждение другим данными. С этой целью нами было выполнено сопоставление коэффициентов пористости, определенных по данным ГИС, в массивах коллекторов и неколлекторов (рис. 3.2). Выделение коллекторов было выполнено по прямым признакам. Из рисунка 3.2 следует, что наиболее вероятное значение Кп гр =21,5%, т. е. несколько ниже, чем по данным исследований керна.

Рис. 3.2 Обоснование граничной пористости Кпгис в массивах коллекторов и неколлекторов для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхского месторождений по данным ГИС.

Граничное значение коэффициента пористости для нефтеносных коллекторов может быть, в первом приближении, на 2−3% больше чем для газоносных.

Использование имеющихся керновых данных для обоснования Кпр гр (рис. 3.3.) приводит к явному завышению граничной проницаемости Рис. 3.3 Зависимость Кпр = f (Кп эф.) для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

Очевидно, что достоверность определения граничного значения коэффициента проницаемости не высокая, что не позволяет воспользоваться нам этой зависимостью. Поэтому мы были вынуждены рассмотреть сопоставление коэффициентов проницаемости и пористости (рис. 3.4).

Рис 3.4 Зависимость Кпр=f (Кп) для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

На этом сопоставлении выделяется группа точек, характеризуемых повышенной проницаемостью, выделенные желтым квадратиком. Предположительно это в той или иной степени карбонатизированные коллектора, либо образцы с трещинноватостью. Из приведенного сопоставления следует, что при Кп гр = 21% Кпр гр=1 мД.

Обоснования количественных критериев коллекторов заключается в разделении разреза скважины на проницаемые и непроницаемые пласты по прямым качественным признакам или результатам опробований (испытаний) с последующим построением по ним куммулят какоголибо параметра (пористости, пс и др.). Построенные таким способом дифференциальные и интегральные распределения относительного параметра ПС для двух подвыборок коллекторов и не коллекторов приведено на рисунке 3.5. На пересечении куммулят определяется пс гр = 0.29.

Рис. 3.5 Дифференциальные распределения относительного параметра ПС коллекторов и неколлекторов для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождения.

Рис. 3.6 Кумулятивное (интегральное) распределение в коллекторах и не коллекторах бпс для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождения.

Таблица 3.1

Граничные величины петрофизических параметров

Учитывая корреляционный характер связи между параметрами можно принять, что пласт принадлежит к коллекторам, если его открытая пористость превышает 21−22%, проницаемость более 1 мД (таблица 3.1).

Коллекторы выделялись по прямым качественным признакам в скважинах № 16,28,52,70,73. В скважине № 29 выделение коллекторов было выполнено по граничному значению бпс. На рисунке 3.7 приведено сравнение выделения коллекторов по прямым качественным признакам и косвенным количественным критериям. Видно, что суммарная эффективная мощность по прямым признакам (Нэф=93,7 м) превышает толщину коллекторов, выделенную по бпс гр (Нэф) Рис. 3.7 Сопоставление результатов выделение коллекторов по прямым качественным признакам и по количественным критериям (бпсгр). Скважина 16. Эффективные толщины (справа колонка выделения по прямым качественным признакам (Нэф=93,7м), слева по бпсгр (Нэф=80,4м)

3.2.3 Определение коэффициента пористости коллекторов Краткие методические основы Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости Кп, который численно равен отношению объема пор к общему объему породы и выражается в долях единицы или процентах:

Кп=Vпор/Vп (3.1)

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ различают эффективную Кпэф и динамическую Кпдин пористость. Наличие эффективной пористости отличает породы-коллекторы от неколлекторов. Доля объема породы, представленная эффективными открытыми порами, характеризуется коэффициентом эффективной пористости:

Кпэф=КпоЧ (1-Кво) (3.2)

где Кво — коэффициент остаточной водонасыщенности.

В нефтенасыщенном коллекторе часть эффективной пористости представляет динамическую пористость:

Кпдин=КпЧ (1-Кво-Кно) (3.3)

где Кно — коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Определение коэффициента пористости коллекторов нефти, газа и погребенных вод геофизическими методами основывается на различии физических свойств среды, заполняющей поровое пространство, и твердой фазы коллектора.

Физические свойства твердой фазы зависят от минерального состава и дисперсности. Резко отличаются и физические свойства среды (вода, нефть, газ), заполняющей поровое пространство. В связи с этим для определения пористости коллекторов необходимо знать ряд сторонних факторов.

Определение коэффициента пористости Кп по методу потенциалов собственной поляризации.

Определение Кп по диаграммам метода ПС возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между Кп и содержанием в породе глинистого материала. Благоприятны для определения Кп по диаграмме ПС следующие условия:

1) значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными пористостью и глинистостью;

2) наличие в разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных опорных пластов — чистого и слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и слабопесчаной глины; постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых отложений.

Основа определения Кп по диаграммам ПС — корреляционная связь относительной амплитуды ПС — бпс и Кп. Корреляционную связь бпсКп получают сопоставляя значения бпс и Кп по пластам, в которых Кп определено другим методом ГИС или по данным представительного керна. Затем зависимость бпсКп в виде графика или уравнения регрессии используют для определения Кп по значению бпс в пластах, где параметр Кп неизвестен. Определение Кп по бпс возможно как в продуктивных, так и водоносных коллекторах. Если в области Кп > Кп гр и бпс >бпс гр, т. е. для породколлекторов бпс изменяется в широких пределах (от 0,3 до 1), определение Кп по величине бпс имеет смысл.

Определение коэффициента пористости Кп по акустическому методу.

Основу метода определения коэффициента пород по данным акустического метода составляет наличие тесной зависимости между величинами р (или интервального времени Tп) и Кп. Скорость распространения упругих продольных волн р в горных породах зависит от их минерального состава и структуры.

В ряде случаев необходимо определить интервальное время пробега упругой волны в минеральном скелете породы Tск для конкретного интервала геологического разреза. Это достигается сопоставлением интервального времени, отсчитанного по диаграмме акустического каротажа T, со значениями пористости Кп, определенными по керну или одним из геофизических методов. Полученные данные используются для нахождения по T параметра Кп.

Если пористость по разрезу изменяется слабо, значение tск определяют для каждого относительно однородного пласта:

Tск = (T — КпЧTж)/(1-Кп), (3.4)

где Tж — время пробега упругой волны в жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

Результаты опытных работ, проведенные по данным скважинных исследований, подтверждают существование сложной зависимости скорости распространения упругих волн от глинистости. Поэтому для коллекторов с любой глинистостью используют обобщенное уравнение среднего времени:

T = (1- Кп — Кгл) Ч Tск+КглЧTгл+КпЧTж (3.5)

где Tгл — интервальное время глин, зависящее от характера распределения глинистого материала в породе (в агрегатном состоянии).

Для расчета Кп с учетом влияния глинистости на показания методов существует уравнение распространенное по Западной Сибири, которое описывает связь между Кп, ?T и бпс (Фоменко В. Г, Шальновой С. Г) :

?Т = 0.175ЧсЧ Кп 2Ч (бпс — 0.05)-0.5+180, (3.6)

(3.7)

где 0.175с — комплексный параметр, который, в целом, учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как? Tск.

Для расчетов пористости по АК в НПЦ «Тюменьгеофизика» предлагается уравнение следующего вида:

Кп = [(ДТ — 180) Ч (аЧбсп + в)]0,5 (3.8)

Для обоснования коэффициентов уравнения требуется настройка по кривым нормального уплотнения «чистых» песчаников и глин. С достаточной точностью эти коэффициенты могут быть рассчитаны следующим образом:

а = Кп. ч2 / (ДТпч — 180) — Кп. гл2 /(ДТпч — 180), (3.9)

в = Кп.гл.2 / (ДТгл — 180), (3.10)

где ДТпч и ДТгл — значения интервального времени по АК на уровне показаний метода, соответственно, против пластов чистых песчаников и глин; Кп. ч и Кп. гл — пористости «чистых» песчаников и глин.

Определение коэффициента пористости Кп по нейтронному каротажу.

Осуществляется с помощью традиционного уравнения: Кп=щ?-щтф, где щ? и щтф — соответственно водородосодержание суммарное и водородосодержание твердой фазы пород. На основании этих же значений определяют по каждой скважине уровень водородосодержания, соответствующий линии «чистых» песчаников и глин (щпч и щгл). Величину водородосодержания твердой фазы щтф определяют с помощью данных ПС или ГК с использованием линейных зависимостей вида:

щтф = а — вЧбпс, или щтф= а — вЧбгк (3.11)

с учетом, которого уравнение Кп= w — wтф можно записать как Кп = w — а + вЧбпс (3.12)

Коэффициенты «а» и «в» в этих уравнениях рассчитывают для каждой скважины отдельно следующим образом:

а = щгл — Кп. гл, (3.13)

в = щгл — щпч + Кп.ч. — Кп.гл. (3.14)

Важным обстоятельством, которое необходимо учитывать при определении пористости методом НКТ, является следующее. В скважинах, вскрывших эксплуатируемый объект, возможно увеличение газонасыщенности прискважинной зоны за счет разгазирования нефти при падении пластового давления. Такие интервалы пласта отмечаются повышенными показаниями на кривых НКТ и определение пористости в них рассматриваемым методом не представляется возможным.

Определение коэффициента пористости Кп по гамма-гамма плотностному каротажу (ГГК-П).

Метод ГГК-П обеспечивает определение пористости пород в интервалах с номинальным диаметром скважины, т. е. в коллекторах, в плотных породах и в неразрушенных аргиллитах. Вертикальное разрешение метода обеспечивает возможности изучения пористости пластов толщиной от 0,6 до 0,8 м. Описанная методика имеет ограничения при изучении газонасыщенных коллекторов, сильно глинистых пород и пород, содержащих в твердой фазе минералы с аномальной плотностью.

Коэффициент общей пористости связан с объёмной плотностью следующим выражением:

Кп= (тфоб)/ (тфф) (3.15)

где т.ф., ф, об — минеральная плотность пород, плотность флюида заполняющего поровое пространство и объемная плотность породы.

Если плотность твердой фазы являеться постоянной величиной, то для определения коэффициента пористости можно воспользоваться формулой 3,15. Если же плотность твердой фазы зависит от литологии, то это необходимо учитывать при обосновании зависимости Кп=f (п).

3.2.4 Определение пористости по данным ГГКП Преимуществом этого метода ГИС для оценки Кп является отсутствие влияния глинистости и карбонатности. Определение пористости по ГГК сделано только по пяти скважинам, в которых были записаны кривые объемной плотности.

На рисунке 3.8 представлена зависимость коэффициента пористости от плотности для сухих образцов пород, построенная по данным керна. По этой зависимости были получены эмпирические уравнения для пород с различной плотностью.

Коэффициент пористости сухих образцов для пород с плотностью меньше 1,9 г/см3 определяется уравнением Кп = -44,516дп + 112,23; для пород с плотностью больше 1,9 г/см3 уравнением Кп = -34,969дп + 94,415.

Рис. 3.8 Зависимость Кп=f (дп) для сухих образцов для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

1- керн по скважине № 24; 2- песчано-алевритовые породы; 3- породы с плотностью твердой фазы больше 2,75 г/см3; 4-породы с плотностью твердой фазы от 2,6 до 2,72 г/см3

На рисунке 3.9 представлена зависимость коэффициента пористости от плотности для водонасыщенных образцов пород, построенная по данным керна. По этой зависимости были получены эмпирические уравнения для пород с различной плотностью.

Коэффициент пористости по данным ГГКП для водонасыщенных образцов рассчитывался следующим образом:

для пород с плотностью меньше 1,9 г/см3 по уравнению Кп = -80,233дп + 202,27;

для пород с плотностью больше 1,9 г/см3 по уравнению Кп = -51,114 дп + 139,12

На рисунках 3.8,3.9, желтым цветом выделены данные по скважине № 24. Они были отбракованы нами как аномальные и, скорее всего, ошибочные.

Рис. 3.9. Зависимость Кп=f (дп) для водонасыщенных образцов. для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

Обозначения: 1-керн по скважине № 24; 2-песчано-алевритовые породы; 3- породы с плотностью твердой фазы больше 2,75 г/см3; 4-породы с плотностью твердой фазы от 2,6 до 2,72 г/см3

3.2.5 Определение пористости по данным АК Акустическим методом исследованы 10 скважин Западнои Восточно-Мессояхского месторождений, по данным которые присутствовали у меня была иследованна одна скаженна. Применение акустического метода для оценки Кп в данном разрезе ограничено из-за влияния газа на показания АК, приводящего к завышению Кп, также акустический метод также не может использоваться для оценки Кп в отложениях сеномана, которые характеризуются низкой степенью сцементированности пород.

3.2.6 Определение пористости по данным НК Как отмечено в отчете по подсчету запасов определение пористости по данным НК не корректно по следующим причинам:

— в разрезе отсутствуют надежные опорные пласты с известными коэффициентами пористости;

— на показания нейтронного метода существенное влияние оказывает глинистость отложений. Отсутствие необходимых керновых исследований не позволяет получить зависимость Кгл (Сгл)~ГК или Кгл (Сгл)~СП для введения поправки за глинистость при расчете Кп по НК;

— также необходимо отметить, что определения Кп по нейтронному методу возможны только в интервалах нефтеили водонасыщенных коллекторов и невозможны в газонасыщенных прослоях из-за влияния газа на показания НК, приводящего к занижению величин Кп.

Тем не менее нами было выполнено определение Кп по НК осуществлялась по показаниям НК в опорных пластах, с помощью которой производится нормирование диаграммы НК.

В качестве опорных пластов выбирались: чистый песчаник с минимальными показаниями НК (=40%); плотный пласт с максимальными показаниями НК (=10%).

Полученные выше изложенным способом для двух опорных пластов, две пары значений показаний НМ (Jнм) и водородосодержания (W) наносятся в виде двух точек на график Jнм = f (W), точки соединяются прямой (рис. 3.10). Такая зависимость служит для определения водородосодержания «чистых» песчаников и глин, которая строится для каждой скважины.

Коэффициент пористости определяли по следующей формуле:

Кп = W — щтф, где щтф — поправка за водородосодержание твердой фазы.

Поправку щтф определяли с помощью зависимости щтф = f (бпс) Полученное уравнение взято из подсчета запасовщтф=-10бпс+12 находим поправку за водородосодержание твердой фазы. Затем рассчитываем коэффициент пористости по выше указанной формуле.

3.2.7 Определение пористости по данным ПС Для определения пористости пород с помощью метода ПС, по данным лабораторных исследований керна и данным промыслово-геофизических материалов, был построена и рассчитана корреляционная зависимость коэффициента пористости и относительного параметра пс .

На рисунке 3.11 приведено распределение коэффициента пористости, определенного по керну. По этому рисунку можно увидеть, что наиболее вероятное значение Кп глин равняется 13,5, Кп чистых песчаников — 38,5.

Таким образом, коэффициент пористости по данным ПС рассчитывался по уравнению:

Кп=25бпс+13,5.

3.2.8 Анализ результатов определения пористости Достоверность определения коэффициента пористости по материалам ГИС оценивается, как правило, путем сопоставления полученных результатов с лабораторными определениями Кп на представительном керне. Как известно, керн считается представительным при его выносе более 80% и количестве образцов не менее 3−5 на метр разреза.

Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по различным методам ГИС, представлено на рис. 3.13. Нейтронный метод занижает показания пористости. Это связано с тем, что залежь газонасыщенная, и данный метод для определения Кп пород использовать не рекомендуется.

Рис 3.13. Сопоставление Кп =f (Кп ггкп, Кп нк, Кп апс), для пласта ПК1−3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение

3.3 Определения характера насыщения Общая схема выделения нефтегазонасыщенных отложений состоит из следующих этапов. Вначале геолого-геофизической корреляцией разреза выделяются интервалы известных и перспективных нефтегазоносных комплексов. В этих интервалах находятся региональные и локальные глинистые покрышки. Под глинистыми покрышками локализуются интервалы коллекторов с повышенными кажущимися сопротивлениями зондов больших размеров (4-х и 8-ми метровые зонды БКЗ, ИК) по сравнению с окружающими глинами и явно водоносными коллекторами. После этого определяется характер насыщенности по критическим значениям геофизических параметров.

По характеру насыщенности коллекторы разделяются на три категории: нефтеили газонасыщенные, водонасыщенные и перспективные на нефтегазонасыщенность — «неясные» по каротажу.

Пласты с «неясной» характеристикой находятся в зоне неоднозначной интерпретации данных каротажа, которая образуется между двумя критическими отсечками параметров — нижними и верхними значениями. Нижняя отсечка устанавливается таким образом, чтобы не пропустить нефтегазонасыщенные пласты в разряд водонасыщенных, а верхняя должна выделять нефтегазонасыщенные пласты с оптимальной эффективностью. Чем уже диапазон изменения параметра между этими отсечками, тем меньше число пластов с «неясной» характеристикой и тем выше общая эффективность каротажа. Наличие пластов с «неясной» характеристикой является основной причиной снижения эффективности каротажа. При испытании пластов с «неясной» характеристикой примерно половина из них дает приток нефти и газа, но часть пластов с «неясной» характеристикой не испытывается, ввиду этого могут быть случаи пропуска нефтяных и газовых залежей. Поэтому для повышения эффективности каротажа при выявлении нефтегазонасыщенных пластов основное внимание должно быть уделено уменьшению количества пластов с «неясной» характеристикой.

Основными параметрами для выявления нефтегазонасыщенных отложений, являются: удельные электрические сопротивления коллекторов, коэффициент увеличения сопротивления и коэффициент нефтегазоносности при соблюдении требуемой точности их определения.

Характер насыщения коллекторов определяется следующим условием:

рп? рнпкр — нефть, газ; рп? рвпкр — вода; рвп ‹ рп ‹ рнпкр — не ясно Критические УЭС рнпкр (критическое значение сопротивления нефтеносного пласта) и рвпкр (критическое значение сопротивления водоносного пласта) определяются построением статистических распределений рп (сопротивление исследуемого пласта) или его сопоставлением с другими геофизическими параметрами для нефтегазонасыщенных и водонасыщенных коллекторов по испытанию.

В способе статистических распределений рнп и рвп по испытаниям нефтегазоносных и водоносных пластов строятся дифференциальные статистические распределения рнп и рвп. На кривых распределения находят две точки, соответствующие рнпкр и рвпкр, которые должны исключать пропуск залежей.

Статистические распределения рнпкр и рвпкр можно построить только при наличии нескольких десятков испытаний нефтеносных и водоносных пластов. При поисково-разведочных работах эта информация накапливается постепенно. Поэтому критические рнпкр и рвпкр первоначально определяются для отдельных нефтегазоносных комплексов изучаемого района, а затем уточняются для каждой залежи, отдельно для песчаников, а также алевролитов и глинистых алевролитов.

Для разделения коллекторов на нефтеносные и водоносные по способу сопоставления рп с другими геофизическими параметрами, рп сопоставляется с теми геофизическими параметрами, на которых отражается глинизация коллекторов и связанные с этим изменения критических величин рнпкр и рвпкр. При изучении полимиктовых отложений наилучшие результаты дают сопоставления рп с бпс и рвп. Исходя из этого, по испытанным продуктивным и водоносным пластам строятся графики сопоставлений рп = ѓ(бпс) или рп = ѓ(Кп) и на них проводятся две разграничивающие линии, разделяющие поле графика на три зоны: с притоками нефти, нефти с водой или воды. Координаты точек на этих линиях соответствуют критическим рнпкр и рвпкр, плавно изменяющимся, в зависимости от степени глинизации коллекторов. Поэтому при одинаковом объеме использованной информации способ сопоставления может дать более точные результаты по оценке характера насыщенности коллекторов, чем способ статистических распределений.

Оценка насыщения коллекторов по параметру насыщенияопределяется следующим условием:

Рн? Рнкрн — нефть, газ; Рн? Рнкрв — вода; Рнкрв › Рн ‹ Рнкрн — не ясно Критические значения параметра насыщения (Рнкр) зависят от литологии коллектора и изменяются в широких пределах от 1 до 3.

При оценке насыщения коллекторов по Рн для расчета этого параметра необходимо знать значения рв, рвп, рп.

Для повышения эффективности оценки насыщения коллекторов критические значения Рн установлены по литотипам.

Истинные коэффициенты нефтегазонасыщенности по каротажу сравниваются с максимально возможными по керну для одних и тех же коллекторов. Так как оба коэффициента определяются с учетом влияния глинистости, то критическая отсечка по их соотношению должна быть единой для всех глинистых коллекторов. Истинный коэффициент нефтегазонасыщенности коллекторов определяется по параметру насыщения через коэффициент водонасыщенности.

В общем виде коэффициент нефтенасыщенности определяется как:

Рп = а*Кп-m = вп / в ;

Рн = b*Кв-n = нп / вп = нп / (Рп * в);

Кв = (b/Рн)1/n ;

Кн = 1 — Кв = ((a*b*в) / (п *Кпm))1/n;

где :

а, b — литологические константы;

m, n — структурный коэффициент и показатель смачиваемости;

п — удельное сопротивление пласта;

в — сопротивление пластовой воды при пластовой температуре.

Результаты определение Таблица 3 (приложение 4)

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Требования к подготовке скважин Подготовленность буровой и скважины в соответствии с требованиями типовых и индивидуальных проектов проведения промыслово-геофизических работ оформляется актом, подписанным буровым мастером, ответственным представителем заказчика и электриком.

Акт передается начальнику партии перед производством работ. При отсутствии акта начальник партии не имеет права приступать к производству ПГР.

В случае отклонения технических требований на подготовку скважины, ПГР в ней могут, производится только при наличии письменного согласованного решения руководства заказчика и предприятия и соблюдения мер, обеспечивающих безопасность проведения работ.

Перед буровой установкой со стороны приемных мостков на расстоянии не менее 30 м. От устья скважины должна быть оборудована площадка размером 10*10 м, пригодная для установки геофизического оборудования: лаборатории, станции, подъемника, прочего геофизического оборудования. Площадка должна обеспечивать горизонтальное расположение подъемника, станции и лаборатории относительно плоскости устья скважины.

У края площадки, предназначенной для размещения лаборатории и подъемника, должен устанавливаться электрический щит с рубильником, штепсельным разъемом на 25 А и напряжением не ниже 380 В, а также заземляющим контактом, соединенным с контуром заземления буровой установки. Электрощит должен питаться непосредственно от распределительного щита трансформатора. Подключение к этой линии других потребителей электроэнергии на время производства геофизических работ запрещается. Проверка изоляции электрической и исправности заземляющих цепей производится электриком заказчика. Результаты этих проверок отражаются в акте проверки готовности скважины к проведению ПГР.

Все посторонние предметы в зоне между площадкой и устьем скважины, препятствующие проведению ПГР, должны быть удалены. Буровой инструмент и инвентарь должны быть размещены и закреплены так, чтобы не мешать работе геофизической партии.

Ротор, полы буровой и приемных мостков должны быть исправны и очищены от бурового раствора, нефти, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков должны иметь ребристую поверхность и поперечные рейки, предотвращающие скольжение персонала.

Наземное оборудование скважины должно быть исправно, чтобы обеспечить возможность его использования во время производства ПГР.

ПГР могут производиться с применением блок баланса или системы роликов подвесного и оттяжного. Подвесной ролик должен крепиться к крюку талевого блока, оттяжной-к основанию вышки. В основании вышки на уровне пола буровой должно быть предусмотрено устройство (балка, кронштейн с крюком или отверстием) для крепления оттяжного ролика. Все узлы крепления системы роликов должны выдерживать нагрузку не менее 15 тс.

В бурящихся скважинах при снятом роторном столе или превышении фланца обсадной колонны относительно пола буровой более чем на 0,5 м. Над устьем скважины должна сооружаться рабочая площадка размером не менее 2,5×2,5 м с металлическим или деревянным настилом, огражденная перилами. Толщина деревянного настила должна быть не менее 40 мм.

К устью скважины должна подводиться гибким шлангом техническая вода для очистки геофизического кабеля и мойки скважинных приборов, в зимнее время горячая вода или пар.

Подготовка скважины должна обеспечивать беспрепятственный спуск скважинных приборов по всему стволу скважины в течении времени, необходимого для проведения требуемого комплекса промыслово-геофизических работ.

При подготовке скважины необходимо:

Проработать ствол скважины долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок;

Привести параметры бурового раствора в соответствие с требованиями геолого-технического наряда;

Удельный вес бурового раствора должен быть минимально допустимым, чтобы перепад давления в системе «скважина-пласт» для данного района работ соответствовал утвержденным технологическим регламентом;

Водоотдача бурового раствора не должна изменяться от момента вскрытия пласта до завершения электрометрических работ более чем на 25% и должна удовлетворять требованиям утвержденного комплекса геофизических работ в районе;

Обеспечить однородность по всему стволу скважины.

В скважинах, заполненных буровым раствором или промывочной жидкостью с отклонением от требуемых регламентов на проведение геофизических исследований, производство ПГР не допускается.

При прохождении скважинных приборов по стволу скважины (неоднократные остановки при спуске, затяжки кабеля или прибора при подъеме), кроме случаев остановки приборов на известных уступах или кавернах, ПГР приостанавливаются и возобновляются после проработки скважины. Пробивание пробок и уступов геофизическими приборами запрещается.

При явно выраженном газопроявлении из скважины, переливах или сильном поглощении пластами бурового раствора (с понижением уровня более 15м/ч) производство ПГР прекращается и возобновляется после проведения работ по нормализации скважинной среды.

Проведение ПГР через бурильные трубы допускается только после тщательной подготовки ствола скважины. Для проведения работ через бурильные трубы заказчиком составляется план работ, который согласуется с руководством предприятия.

4.2 Требования безопасности к технологии промыслово-геофизических работ Все промыслово-геофизические работы должны проводиться только специализированными предприятиями по типовым или, в особых случаях, индивидуальным проектам, составленными геофизическими предприятиями и согласованными с заказчиком.

Промыслово-геофизические работы должны проводиться под руководством начальника партии или другого ответственного лица из числа инженерно-технических работников, назначенного приказом по предприятию, осуществляющему эти работы, в присутствии ответственного представителя заказчика. Представитель заказчика несет ответственность за подготовку скважины к промыслово-геофизическим работам; контроль и поддержание давления на устье скважины и уровня бурового раствора, а также исправность устьевого оборудования.

Перед выездом на скважину начальник партии должен проверить работоспособность и безопасность аппаратуры, оборудования, механизмов, прочих устройств и инструмента.

Партия выезжает на производство работ по заявкам заказчика. В отдельных случаях может применяться разовое разрешение на выезд партии для производства особо важных срочных работ. В этом случае разрешение на выезд партии выдается главным инженером предприятия.

Начальник партии может приступить к выполнению работ только после представления заказчиком полностью оформленного акта проверки готовности скважины к промыслово-геофизическим работам и личной проверки состояния оборудования, механизмов устройств и рабочих мест согласно полученному акту.

При работе на буровой работники партии должны применять защитные каски с подшлемниками.

Каротажная лаборатория, станция и подъемник устанавливаются на подготовленной для этой цели площадке, при этом необходимо обеспечить:

Хорошую видимость рабочей зоны между лабораторией, станцией, подъемником и устьем скважины;

Надежную двухстороннюю переговорную связь между подъемником и лабораторией, громкозвучащую связь с устьем скважины;

Отвод выхлопных газов от двигателя подъемника и станции, чтобы они не проникали в кабину подъемника и салон станции, лаборатории. Выхлопная труба подъемника, станции должна быть оборудована искрогасителем.

При проведении работ в темное время суток освещенность рабочих мест должна соответствовать установленным нормам:

Устья скважины не менее 75 люкс;

Блок-баланса не менее 30 люкс;

Приемных мостков, путей переноса геофизической аппаратуры не менее 10 люкс;

Установленные на площадке каротажная лаборатория, станция и подъемник должны быть заземлены к контуру заземления буровой каждая своим заземлителем. Колеса подъемника, станции должны надежно стопориться.

Запрещается устанавливать каротажную лабораторию, станцию, подъемник под линией электропередачи.

При отсутствии электрика заказчика подключение лаборатории, станции, подъемника к электрическому щиту, установленному у рабочей площадки, может произвести инженерно-технический участник партии, имеющий квалификационную группу по электробезопасности не ниже III. Запрещается пользоваться силовой сетью напряжением выше 380 В.

Кабель, соединяющий геофизическое оборудование с электросетью, следует подвешивать на высоте не менее 2 м или прокладывать на козлах-подставках высотой не менее 0,5 м от земли в стороне от дорог, проходов и тропинок.

Электрические обогреватели, устанавливаемые в лаборатории, станции, подъемнике на осенне-зимний период, необходимо прикрепить к полу и закрыть заземленным металлическим кожухом. Пол и стены в непосредственной близости к обогревателю должны быть обиты листовым железом по асбесту. Запрещается оставлять без присмотра электрообогревательные приборы.

Подачу электрического напряжения для питания скважинных приборов необходимо осуществлять только после введения прибора в устье скважины. При включении скважинного прибора, находящегося на поверхности (эталонирование, градуировка и т. п.), необходимо каждый раз предупреждать персонал об этом.

Не разрешается при работе с геофизической аппаратурой оставлять без надзора включенную и работающую под напряжением аппаратуру, а также работать с выдвинутыми из ячеек пультами и блоками.

Проверку работы, поиск неисправностей в работе каротажной станции, лаборатории, находящихся под напряжением, должны осуществлять не менее чем два работника партии, имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III.

Блок-баланс или система роликов, применяемые при выполнении спуско-подъемных операций в скважинах, должны прочно укрепляться над устьем.

После установки блок-баланса ротор следует застопорить во избежание его поворота при ведении спуско-подъемных операций.

Для предотвращения соскальзывания геофизического кабеля с оттяжного ролика следует его укреплять так, чтобы беговая дорожка ролика была направлена на середину лебедки подъемника.

Во избежание аварий вследствие затаскивания скважинных приборов на блок-баланс или подвесной ролик при подъеме кабеля на нем должны быть установлены три предупредительные метки: первая на расстоянии 5 м, вторая на расстоянии 50 м, третья на расстоянии 100 м от кабельного наконечника.

Пред каждым спуском кабеля необходимо проверить состояние оплетки (брони) кабеля.

Перед началом спуско-подъемных операций необходимо проверить наличие и исправность агрегатов лебедки: тормозную колодку, состояние ограждений и других защитных средств, надежность крепления скважинного прибора к кабелю.

Скважинные приборы и грузы, спускаемые в скважину, должны иметь ослабленное место присоединения к кабелю, разрываемое при натяжении, не превышающем 2/3 разрывного усилия кабеля.

Длина геофизического кабеля должна выбираться такой, чтобы после спуска на максимальную глубину на барабане лебедки оставалось бы не менее половины последнего ряда витков кабеля.

Во время спуска (подъема) кабеля запрещается:

Находится в непосредственной близости к движущемуся кабелю;

Производить какие-либо работы с кабелем (установку меток, удаление проволок брони, чистку кабеля вручную).

Спуск и подъем кабеля должен осуществляться плавно, без рывков, перепуска и резких торможений. Скорость спуско-подъемных операций определяется техническими требованиями видов работ, технологией работ и должна быть не более 2,8 м/с. В случаях ожидаемых возможных остановок, а также при подходе к устью скважины скорость спуска кабеля должна снижаться с целью предупреждения возможных ударов скважинного прибора.

Во избежание прихвата остановка кабеля в незакрепленной части ствола скважины не должна превышать 2 мин, если технологией работ не предусмотрено большее время остановки.

В процессе спуска и подъема необходимо контролировать натяжение кабеля по контрольным приборам.

На барабан лебедки кабель должен укладываться кабелеукладчиком. В исключительных случаях при поломке кабелеукладчика при нахождении кабеля в скважине допускается укладка кабеля с применением специального металлического приспособления. При этом работник, направляющий кабель, должен находится на расстоянии не менее 2 м от барабана лебедки, а скорость перемещения кабеля должна быть снижена вдвое обычной.

В случае прохождения кабеля в скважину, а также при возникновении затяжек кабеля, по согласованию с заказчиком работы следует прекратить, они могут быть возобновлены после проработки ствола скважины.

4.3 Безопасность работающих На постоянных рабочих местах обеспечиваются микроклиматические параметры, уровни освещенности, шума и состояние воздушной среды, определенные действующими санитарными правилами и нормами. Системы вентиляции, отопления и кондиционирования воздуха выполняются в соответствии со СНиП 11−33−75 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха». В помещениях с избытком явного тепла предусматривается регулирование подачи теплоносителя. В качестве нагревательных приборов в машинных залах ПК устанавливают панели лучистого отоплениям нельзя использовать электронагревательные приборы и паровое отопление.

В производственные помещения ВЦ должен подаваться объем воздуха не менее 30 м3/ч при кубатуре помещения до 20 м³ на одного работающего. При наличии окон и отсутствии выделений вредных веществ допускается естественная вентиляция помещений, если не требуется соблюдения технологических параметров чистоты воздуха. Воздух в помещениях ВЦ должен быть очищен от загрязнений, в том числе от пыли и микроорганизмов. ГОСТ 12.1.005−88.

Особенно большое влияние на микроклимат оказывают источники тепла, находящиеся в помещениях ВЦ. Основным источником является ПК, приборы освещения. Наибольшее количество тепла выделяет ПК, так в машинном зале ПК средняя величина тепловыделений составляет 310 Вт/м3. Тепловыделения от приборов освещения также велики, удельная величина этих тепловыделений составляет 35−60 Вт/м3. Кроме того, на суммарные тепловыделения помещений ВЦ оказывают влияние внешние источники поступлений тепла: тепло поступающее через окна от солнечной радиации, и приток тепла поступающий черед непрозрачные ограждающие конструкции. Интенсивность этих источников зависит от района расположения здания ВЦ, ориентации помещений по частям света и т. д.

В машинном зале температура воздуха должна быть 20 ± 2 С. Относительная влажность воздуха в зале рекомендуется 55 ± 5%. Рекомендуется поддерживать температуру и влажность воздуха в машинном зале постоянными, с относительно малыми колебаниями. Атмосферное давление в помещениях ВЦ должно быть 1013.25 + 266 ГПа.

Нормы параметров микроклимата описаны в таблице 4.1

Нормы температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений ВЦ Таблица 4.1

Комнаты и кабинеты должны иметь естественное освещение. Окраска производственных помещений ВЦ влияет на нервную систему человека, его настроение, на производительность труда. Восприятие цвета в большей степени зависит от освещенности. Освещение помещений, нормируемое СНиП 23−05−95, должно быть мягким, без блеска, окраска интерьера помещений ВЦ должна быть спокойной для визуального восприятия. К системам производственного освещения предъявляются следующие основные требования:

1) Достаточно равномерное распределение яркости на рабочих поверхностях и в окружающем пространстве.

2) Отсутствие резких теней, прямой и отраженной блескости.

3) Постоянство освещенности во времени.

4) Оптимальная направленность излучаемого осветительными приборами светового потока.

5) Долговечность, экономичность, электрои пожаробезопасность, эстетичность, удобство и простота эксплуатации.

В машинных залах рабочие места операторов располагают подальше от окон и таким образом, чтобы оконные проемы находились с боку. Если экран дисплея обращен к оконному проему, необходимо специальное экранирующее устройство (светорассеивающие шторы, регулируемые жалюзи или солнцезащитная пленка с металлизированным покрытием).

Применение одного местного освещения недопустимо, так как возникает необходимость частой переадаптации зрения, создаются глубокие и резкие тени и другие неблагоприятные факторы. Для искусственного освещения помещений ВЦ следует использовать люминесцентные лампы, у которых высокая световая отдача (до 75 лм/Вт и более), продолжительный срок службы (до 10 000 ч), малая яркость светящейся поверхности, близкий к естественному спектральный состав излучаемого света, что обеспечивает хорошую цветопередачу. Наиболее приемлемыми для помещения ВЦ являются люминесцентные лампы ЛБ (белого света) и ЛТБ (тепло-белого света) мощностью 20, 40 или 80 Вт Согласно ГОСТ 12.1.003 — 84 ССБТ «Шум. Общие требования безопасности» нормируемой шумовой характеристикой рабочих мест при постоянном шуме являются уровни звуковых давлений в децибелах в октавных полосах. Измерение шума на рабочих местах производится в соответствии с ГОСТ 12.1.050 — 86 и ГОСТ 23 941– — 79. Допустимые уровни звукового давления см. таблицу 4.2

Фактические и нормативные уровни шума

Таблица 4.2

Уровень шума не превышает допустимые значения ГОСТ- 12.1.003−84. Шум постоянный, широкополосный. Средство измерения — шумомер НРТ-22.

Для рабочих мест ВЦ характерно наличие всех видов шумов: технические средства создают механический шум, установки кондиционирования, преобразователи напряжения — электромагнитный. Шум на рабочих местах в помещениях ВЦ создается внутренними источниками: техническими средствами, а также шумом, проникающим в помещение извне. Для снижения шума следует:

1) Ослабить шум самих источников;

2)Применять средства коллективной (ГОСТ 12.1.029−80) и индивидуальной (ГОСТ 12.4.051−87) защиты;

3) Применять рациональное расположение оборудования;

4) Снизить эффект суммарного воздействия на рабочие места отраженных звуковых волн за счет звукопоглощения энергии прямых звуковых волн поверхностями ограждающих конструкций. Наиболее звукопоглащаемыми материалами являются волокнисто-пористые материалы: фибролитовые плиты, стекловолокно, минеральная вата и другие. Эффект звукопоглощения увеличивается с уменьшением высоты помещения.

В помещениях с повышенной электроопасностью например, в помещениях машинного зала электроинструмент, переносные светильники должны быть выполнены с двойной изоляцией или напряжение питания их не должно превышать 42 В.

Технические средства электрозащиты: электрическая изоляция токоведущих частей, защитное заземление, зануление, выравнивание потенциалов, защитное отключение, электрическое разделение сети, малое напряжение, двойная изоляция.

В ВЦ разрядные токи статического электричества чаще возникают при прикосновении обслуживающего персонала к любому из элементов ПК. Такие разряды опасности для человека не представляют, однако, кроме неприятных ощущений, они могут привести к выходу из строя ПК.

4.4 Нормы и правила, регламентирующие требования в области охраны природы и рационального использования природных ресурсов

Федеральное и местное законодательства вводят ряд ограничений на хозяйственную деятельность для некоторых территорий с целью охраны природы, рационального использования ресурсов и сохранения традиционного уклада жизни малочисленных народностей севера.

При обосновании экологических ограничений и природоохранных мероприятий учитывались следующие основные группы документов по охране окружающей природной среды:

1. Водный кодекс Российской федерации. 18.09.95 г.

2. Земельный кодекс РСФСР. 25.04.91 г.

3. Лесной кодекс Российской Федерации.22.01.97 г.

4. Законы Российской Федерации:

" Об особо охраняемых природных территориях". № 33-ФЗ от 14.03.95 г.

" О животном мире". № 52-ФЗ от 24.04.95 г.

" О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения". 19.04.91 г.

" Об охране атмосферного воздуха". 17.07.98 г.

" Об охране окружающей природной среды". 03.03.93 г.

" О недрах". 04.05.92 г.

«Об отходах производства и потребления». № 89-ФЗ от 24.06.98 г.

5. Постановление Правительства Российской Федерации от 23 ноября 1996 г. № 1404 «Об утверждении положения о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах» .

6. Федеральный Закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», 1997.

7. Приказ Госгортехнадзора России № 599/125 от 7 августа 1996 года «Об экспертизе деклараций безопасности промышленных объектов РФ».

8. Сборник нормативно-методических документов по управлению отходами, Госкомитет РФ по охране окружающей среды, 1997.

9. Рекомендации по выделению водоохранных зон и прибрежных полос и требования к размещению, строительству и эксплуатации объектов нефтегазодобычи Тюменской области (Нижнеобское бассейновое водохозяйственное управление, Тюменский областной комитет охраны окружающей среды и природных ресурсов).

10. Постановление государственного комитета по охране окружающей среды ЯНАО «Основные требования к проведению экологического мониторинга территорий лицензионных участков месторождений нефти, газа и других минеральных ресурсов ЯНАО», 1997.

11. Распоряжение Администрации Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области № 111-р от 12.03.96 г. «Об утверждении состава комиссии по определению ущерба, наносимого природным ресурсам при изъятии земель для нецелевого использования».

Возможный ущерб окружающей природной среде в случае непринятия природоохранных мер:

1.Техногенный ущерб водной среде:

попадание в водоем нефтепродуктов, жидких бытовых отходов, других производственных отходов; вырубка леса в водоохранньтх зонах водоемов; вмораживапие в лед на переправах стволов деревьев, веток кустарников, сучьев, завала русел рек землей, лесом при строительстве переправ, что приводит к образованию заторов, дамб, нарушающих естественный сток, ход миграции рыбы, кислородный баланс воды; разрушение берегов рек бульдозером.

2.Техногенный ущерб земле:

разрушение обрывов бульдозером, образование искусственных стоков, оврагов; засорение территории нефтепродуктами, производственными и бытовыми отходами.

3.Техногенный ущерб атмосферному воздуху:

загрязнение атмосферного воздуха продуктами сгорания работающих дизельных двигателей; сжигание отработанных масел.

4.Техногенный ущерб животному миру:

шум работающих двигателей распугивает животных, вызывает миграцию; разрушаются места обитания животных; нарушение сроков охоты; запрещенный отстрел оленей, пушных зверей, пернатой дичи.

4.5 Мероприятия по охране окружающей среды Под охраной природы, следует понимать систему государственных и общественных мероприятий, направленных на рациональное использование природных ресурсов, на защиту природной среды от загрязнения и разрушения.

При разработке месторождения охрана недр предусматривает максимальное извлечение нефти и попутного газа, предотвращение подземных потерь нефти, предотвращение использования при бурении эксплуатационных скважин на исследуемой площади буровых растворов высокой токсичности, сброс в грунтовые котлованы, построенные в интервалах залегания болотных и грунтовых вод токсичных отходов бурения, растворов на нефтяной основе. Недопустимо наличие объектов добычи, транспорта нефти и хранение нефтепродуктов на поймах рек.

Для предотвращения загрязнения атмосферы от выбросов вредных газообразных веществ предусмотрено уменьшить потери углеводородов и повышение коэффициента использования нефтяного газа. Сжигание попутного нефтяного газа в факелах приводит к загрязнению приземного слоя воздуха.

Контроль за охраной недр и состоянием природной среды, а также выполнением планов природоохранительных мероприятий осуществляется производственными подразделениями Главтюменьнефтегаза, санитарной службой и управлением по использованию и охране поверхностных вод. Эксплуатация, сбор и подготовка нефти, газа и вода осуществляется в соответствии с технологической схемой разработки месторождения. Транспортирование нефти и попутного газа осуществляется по закрытой системе. В местах возможной загазованности атмосферы осуществляется систематический контроль за состоянием воздушной среды. Отбор проб на анализы проводится ежемесячно.

Характерной особенностью нефтяной промышленности является использование больших объемов воды для ведения производственных и технологических процессов добычи нефти, а также извлечение с нефтью больших объемов пластовых вод, накопление в амбарах сточных вод при бурении скважин. Особенности промысловых и буровых сточных вод не позволяют в настоящее время производить экономически целесообразную очистку этих стоков для сброса в водные объекты региона. Утилизация промстоков производится путем частичного использования в различных производственных и технологических процессах добычи и бурения. Наиболее существенным является использование стоков для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. Закачка по межколонному пространству нагнетательных скважин сточных вод нефтепромыслов иногда приводит к не герметичности и обрывам эксплуатационных колонн.

При использовании сточных вод в системе заводнения продуктивных пластов, в связи с их коррозионной активностью, следует уделять особое внимание коррозионной защите водоводов и контактирующего со стоками оборудования.

В целях рационального использования лесосырьевой базы при проектировании обустройства целесообразно размещать объекты на площадях пройденых рубками леса. Непосредственно в районе работ нет заповедников и заказников. В случае нерационального использования природных ресурсов и загрязнения окружающей природной среды охотничье-промысловому, лесному и рыбному хозяйствам будет наноситься экономический ущерб. Для снижения негативного влияния разработки нефтяных объектов на площадях при составлении уточненной технологической схемы разработки необходимо предусмотреть выполнение требований всех законодательных актов и положений по рациональному использованию природных ресурсов и охраны природы. Перечень основных вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу представлены в таблице 4.3. Выбросы вредных веществ в атмосферу представлены в таблице 4.4.

Перечень основных вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу Таблица 4.3

Выбросы вредных веществ в атмосферу Таблица 4.4

Характеристика образующихся отходов Таблица 4.5

4.6 Экологическая безопасность

Экологическая обстановка у предприятия оценивается по данным экологических обзоров и расчетом по формуле Н. А. Рябикова. Расчет выполняется по окиси углерода, так как она является наиболее стойким и опасным видом выбросов автомобилей. Формула имеет следующий вид:

где Ссо — расчетный уровень загрязнения воздуха СО в мг/м3

Аинтенсивность движения автомобилей и автобусов с карбюраторными двигателями, авт. / ч;

К1 — коэффициент, учитывающий влияние состава транспортного потока и его средней скорости.

К2 — коэффициент, учитывающий влияние продольного уклона дороги (при продольном уклоне < 10% К2 = 1).

Таблица для определения коэффициента К1, учитывающий влияние состава транспортного потока и его средней скорости Таблица 4.6 Скоростные характеристики транспорта

Для выполнения расчета, экспериментальным путем, определяем интенсивность движения автомобилей и автобусов с карбюраторными двигателями. Для этого в течении 15 минут подсчитываем количество проезжающих мимо грузовых и легковых автомобилей, автобусов с карбюраторными двигателями. Результаты наблюдений занесены в таблицу 4.7:

Таблица 4.7

По формуле определяем уровень ожидаемого загрязнения воздуха окисью углерода (СО).

Ссо = (7.33 + 0.26 332) 0.861=13.73,

где К1 принят равным 0.86 при средней скорости транспортного потока 40 км/ч, К2=1.

Определение загазованности воздуха возле корпуса предприятия.

Для этого воспользуемся следующим соображением:

СОх = 0.5 Ссо — 0.1Х, где СОХ — загазованность воздуха в точке, удаленной от проезжей части дороги, мг/м3;

Х — удаление данной точки от кромки проезжей части дороги, м.

СОх = 0.5 13.73 — 0.1 27 = 4.16 мг/м3.

Полученную величину сравниваем с предельно допустимой концентрацией окиси углерода в воздухе населенных пунктов по таблице 4.8

Таблица 4.8

Загазованность возле предприятия в 1.5 раза больше среднесуточной предельно допустимой нормы окиси углерода. Следовательно, необходимо предусмотреть мероприятия по улучшению состояния воздушной среды производственного помещения, в частности, установка кондиционеров, вентиляции и т. д.

Безопасность производственных работ при чрезвычайных ситуациях

Для Тюменской области характерны следующие чрезвычайные ситуации.

Природного характера:

паводковые наводнения;

лесные и торфяные пожары;

ураганы;

сильные морозы — ниже 40 0С;

метели и снежные заносы.

Техногенного характера:

пожары;

взрывы паровоздушных смесей;

отключение электроэнергии;

техногенные аварии.

В «Положении о классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» чрезвычайные ситуации (ЧС) подразделяются на локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные. Классифицируются ЧС в зависимости от количества людей, пострадавших в этих ситуациях, людей, у которых оказались нарушены условия жизнедеятельности, размера материального ущерба, а также границы зон распространения поражающих факторов ЧС.

Ликвидация ЧС осуществляется силами и средствами предприятий, учреждений и организацией независимо от их организационно — правовой формы, органов местного самоуправления, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации (РФ), на территориях которых сложилось ЧС, под руководством соответствующих комиссий по ЧС.

В помещениях ВЦ наиболее возможны ЧС техногенного характера. Для большинства помещений ВЦ установлена категория пожарной опасности В (пожароопасная). Взависимости от пределов огнестойкости строительных конструкций СНиП 2.01.02 — 85 «Противопожарные нормы» установлены восемь степеней огнестойкости зданий. Учитывая высокую стоимость электронного оборудования ВЦ здания для ВЦ должны быть I или I I степени огнестойкости. Данные о пределах огнестойкости строительных конструкций приведены в таб. 4.9.

Таблица 4.9.

Минимальные пределы огнестойкости строительных конструкций, ч

В ВЦ противопожарные преграды в виде перегородок из несгораемых материалов устраивают между машинными залами, помещениями для хранения носителей информации, для персонала, осуществляющего эксплуатацию ПК. Противопожарные окна должны быть неоткрывающимися. В машинных залах кабельные линии прокладывают под технологическими съемными полами, которые выполняют из негорючих или трудногорючих материалов с пределом огнестойкости не менее 0.5 ч.

Для ликвидации пожаров в начальной стадии применяют первичные средства пожаротушения: внутренние пожарные водопроводы, огнетушители ручные и передвижные, сухой песок, асбестовые одеяла, кошмы и др. В зданиях ВЦ пожарные краны устанавливают в коридорах, на площадках лестничных клеток, у входов.

С целью снижения ущерба от загрязнения объектов природы для каждой строящейся скважины должен быть план ликвидации аварии (фонтанирование нефтью, газом, минерализованной водой, нарушение обваловки амбара и т. п.). План должен содержать:

указания по оповещению служб и организаций, которые должны участвовать в ликвидации аварии;

перечень требуемых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов (торф, опилки, известь, ПАУ и др.);

способ сбора и удаления загрязняющих веществ и обезвреживания территории, а также объектов водопользования.

В целях предупреждения пожаров и взрывов, сохранения жизни и имущества необходимо соблюдать ряд запретов и несложных правил.

Не рекомендуется устанавливать электронагревательные приборы вблизи горючих предметов. Необходимо содержать исправными выключатели, вилки и розетки электроснабжения и электрических приборов. Запрещается перегружать электросеть, оставлять включенными электронагревательные приборы. Запрещается загромождать подъездные пути к зданиям, подход к пожарным гидрантам, заставлять тяжелыми предметами легко разрушаемые перегородки, закрывать проемы воздушной зоны незадымляемых лестничных клеток, необходимо следить за исправностью средств пожарной автоматики и содержать систему оповещения и дымоудаления, а также средства пожаротушения в исправном состоянии.

5. Экономическая часть

5.1 Общие положения

При расчете проекта определения подсчетных параметров по данным ГИС в скважинах Западнои Восточно-Мессояхское месторождения требуется также определить сметную стоимость проведения комплекса геофизических исследований. Для этого необходимо произвести расчет, состоящий из трех последовательных операций: определение затрат времени на ГИС; расчет сметной стоимости проведения ГИС; определение затрат на интерпретацию данных.

Геофизические исследования скважин на Западнои Восточно-Мессояхское месторождении проводились в масштабах глубин 1:200 (в интервале залегания продуктивных пластов) и 1:500 (по всему стволу скважины).

Проезд геофизических партий на скважины осуществлялся в два этапа: проезд от базы экспедиции до месторождения — по шоссе, и от месторождения до скважин — в условиях бездорожья.

Условия проведения ГИС при расчете принимаются: температура наружного воздуха — от 5 до 20С; исследования проводятся в открытом стволе скважин; угол наклона скважин не более 20С. Общее время проведения геофизических исследований в скважинах складывается из времени на подготовительные работы на базе и скважине, переезд партии с базы на скважину и собственно исследования.

5.2 Расчет затрат

Нормы времени на подготовительно-заключительные работы (ПЗР), необходимые для производства и получения качественных материалов ГИС Западнои Восточно-Мессояхское месторождения, приведены в таблице 5.1.

Суммарное время на ПЗР для исследований в разведочной скважине составляет 5,3 парт./ч.

Таблица 5.1.

Затраты времени на ПЗР

Время на переезд партии по шоссе до месторождения на расстояние 55 км и до скважин в условиях бездорожья на расстояние 50 км составляет в сумме 1,9парт./ч.

Расчет затрат времени на геофизические исследования включает в себя два этапа: расчет затрат времени на проведение исследований в масштабе глубин 1:200; расчет затрат времени на проведение исследований в масштабе глубин 1:500. Вычисления производятся по формуле:

где tn — время на запись первым зондом; tс — время на запись последующим зондом; l — интервал исследований; tД — дополнительное время.

Результаты расчета приведены в таблице 5.2.

Таблица .2.

Затраты времени на проведение ГИС

Интервал исследований в масштабе глубин 1:200 составляет 200 м, в масштабе 1:500 принимается равным 1600 м. Суммарное время на проведение геофизических исследований одной партией в разведочной скважине составляет 27,05парт./ч.

Расценки на промыслово-геофизические работы, производимые на месторождении, сведены в таблицу 5.3.

Таблица.3.

Расценки на проведение работ

Затраты на работу комплексной партии рассчитываются по формуле:

Rп=Т (ГИС)рi,

Где Т (ГИС) — затраты времени партией на проведениеГИС; pi — расценка, в рублях, на парт./ч.

Проезд партии с базы на скважину и обратно рассчитывается по формуле:

Пп = Р рi,

Где Р — суммарный проезд партии; рi — расценка, в рублях, на км.

Стоимость подготовительно-заключительных работ на базе и на скважине определяется из формулы:

СПЗР = Т (пзр) рi,

где Т (пзр) — затраты времени на ПЗР; рi — расценка на ПЗР, в рублях за парт./ч.

Затраты партии на геофизические исследования приведены в таблице 5.4.

Таблица 4.

Затраты партии на проведение ГИС

Стоимость проведения комплекса исследований в разведочной скважине одной партией на месторождении составляет 62 233,75 руб.

Геофизические исследования были проведены партией в двух разведочных скважинах. Таким образом, суммарная стоимость ГИС в них составила 124 467,5 руб.

5.3 Определение сметной стоимости проведения ГИС

С целью определения сметной стоимости проведения ГИС используется формула:

где: S — сметная стоимость ГИС, руб.; b — стоимость вызовов партий, руб.; Vi — объем i-го вида исследований, м; рi — расценка i-го вида исследований, руб/100м; n — количество видов исследований; mп — стоимость проезда партии, руб.

Стоимость вызова партии определяется как сумма затрат на ПЗР на базе и на скважине.

Расценки на производство методов ГИС в рублях за 100 м записи приведены в таблице 5.5.

Объем исследований в разведочных скважинах в масштабе глубин 1:200 составляет 200 м и включает следующие методы: ПС, БЭЗ, РЗ, БМ, ИМ, МКЗ, КВ, МБМ, АМ, ГМ, ННМ-Т, ГГМ-П. Объем исследований в масштабе глубин 1:500 составляет 1600 м и включает методы: стандартная электрометрия, кавернометрия, индукционный, акустический, гамма-метод, нейтрон нейтронный метод по тепловым нейтронам, гамма-гамма плотностной.

Таблица .5.

Расценки на производство методов ГИС

Таким образом, стоимость комплекса ГИС в скважинах составляет:

Масштаб 1:200 — 9077,5 руб.

Масштаб 1:500 — 34 360 руб.

Всего — 43 437,5 руб.

Стоимость проезда партии mп и стоимость вызова b взяты из таблицы 5.4. В итоге сметная стоимость проведенного комплекса ГИС составляет 50 112,35 руб. С учетом выше подсчитанного, сметная стоимость комплекса ГИС в двух разведочных скважинах составляет 100 224,7 руб.

Таким образом, разность между сметной стоимостью комплекса и суммарной стоимостью ГИС: 124 467,5 — 100 224,7 = 24 242,8 руб, что составляет 24,18% от прямых затрат и 19,48% от сметной стоимости комплекса ГИС.

Расчет потока наличности производится по следующей формуле:

П.Н. = В — С/С — Н.П.,

где П.Н. — поток наличности; В — выручка; С/С — себестоимость; Н.П. — налог на прибыль.

Налог на прибыль рассчитывается по следующей формуле:

Н.П. = П * 24%

Себестоимость включает в себя амортизационные отчисления, налоги, заработная плата, хозяйственные нужды. Исходные данные и рассчитанный поток наличности приведены в табл. 5.6.

Таблица 5.6.

Расчет потока наличности.

Таким образом, определена сметная стоимость проведения комплекса геофизических исследований на скважинах месторождения. Алгоритм расчета включает в себя три этапа: определение затрат времени на ГИС; расчет сметной стоимости проведения ГИС; определение затрат на интерпретацию данных.

1. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения нефтегазовых коолекторов. М., Недра, 1978.

2. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982.

3. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика. М., Недра, 1991.

4. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др., Геология нефти и газа Западной Сибири. М., «Недра», 1975.

5. Кузнецов Г. С., Леонтьев Е. И., Резванов Р. А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1991.

6. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм.

7.. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

8. Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» в дипломных проектах технологических специальностей — Тюмень, ТюмГНГУ, 2003.

9. Методическое пособие «Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность». — Тюмень, ТюмГНГУ, 1997.

10. Методические указания «К оценке экономической эффективности технических систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов дневного и заочного обучения». — Тюмень, ТюмГНГУ, 2002