Географо-экономическая характеристика Каменной площади

Географо-экономическая характеристика Каменной площади

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Географо-экономическая характеристика Каменной площади

.1 Географо-экономическая характеристика Каменной площади

.2 Геологическое строение района работ

.3. Стратиграфия

.4. Тектоника

.5. Гидрогеология

1.6. Нефтегазоностность

1.7. Другие полезные ископаемые

. Геофизические исследования скважин

.1 Основные геолого-геофизические задачи

.2. Объем и комплекс ГИС

.2.1. Стандартный электрический каротаж

.2.2. Боковой каротаж (БК)

2.2.3. Акустический каротаж (АК)

3. Практическое задание

.1. Поинтервальная оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах и боковых стволах скважин

3.2. Методика работы геофизической программы ГИС-АКЦ

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Производственная практика является важным этапом подготовки квалифицированных специалистов, так как это связующие звено между теоретической подготовкой, полученной в университете и реальной производственной деятельностью будущего инженера.

Производственная практика проходила на предприятии ООО «ЮГАНСКНЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА» в течение трех недель с 28 июня по 30 июля 2011 года. Руководство практикой на производстве осуществлялось главным геологом Арчаковой Н.А. Основной функцией предприятия является проведение различных геофизических исследований, а так же обработка и интерпретация полученных результатов.

При прохождение практики на предприятии я работала техником-геофизиком, ознакомилась с работой данной организации. Моим объектом изучения был выбран Каменный Лицензионный участок, так как данный объект был подробно изучен предприятием в результате проведения различных геофизических исследований Исходным материалом для написания отчета по производственной практике послужили фондовые отчеты, литературные источники, и личные записи (конспект лекций).

В отчете подробно рассмотрено геологическое строение Каменного ЛУ, его нефтегазоносность, а также основные геофизические исследования, проводимые ООО «Юганскнефтегазгеофизика» на данной территории.

1. Геолого-географическая характеристика каменной площади.

1.1 Географо-экономическая характеристика Каменной площади

Каменная (западная часть) площадь, которая входит в состав Красноленинского нефтяного месторождения, в административном отношении находится в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рис. 1) [1]. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нягань, расположенный вблизи железной дороги Екатеринбург - Приобье. Другие населенные пункты находятся, в основном, также вдоль железной дороги либо на реке Оби и ее притоках (Камешки, Кеунный, Урманный) и представляют собой небольшие поселки лесозаготовителей и рыболовов (Пальяново, Каменный, Кальманово).

Город Нягань является базой нефтяников и геологоразведчиков, где расположено нефтегазодобывающее предприятие ОАО «ТНК-Нягань». В городе имеется аэропорт и железнодорожная станция, бетонная дорога до пос. Талинский (спутник г. Нягани), где живут нефтяники, протяженностью 110 км, бетонная дорога до Ем-Еговской площади, протяженностью 60 км, и дорога до г.Ханты-Мансийск, которая проходит через Каменную площадь. В 2001 году введена в эксплуатацию автомобильная трасса до пос. Приобье. Непосредственно на месторождении основными подъездными путями являются зимники и трассы зимних дорог лесозаготовителей, которые начинают функционировать в январе-феврале. В летнее время часть грузоперевозок производится с помощью авиации.

Красноленинский нефтегазоносный район, к которому приурочена Каменная площадь, расположен в западной части Западно-Сибирской низменности, на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-141 м, на большей части площади - 30-45 м, так как район работ тяготеет к южному окончанию тектонически приподнятого участка, который протягивается от р. Хугот до верховьев речки Нягань (на 110-120 км).

Почвы в районе работ подзолисто-аллювиально-глеевые. Исходным материалом для них служат средние и легкие суглинки и пылеватые лессовидные супеси озерно-аллювиального и субаэрального происхождения.

Каменная площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена преимущественно сосновым и елово-кедровым лесом. На заболоченных участках преобладает смешанный лес.

Животный мир разнообразен. Встречаются бурые медведи, лоси, олени, лисицы, волки, зайцы, соболь, горностаи, белки. В водоемах водятся выдры и ондатры. Летом на озерах и реках много водоплавающей птицы. В летнее время в тайге много гнуса, который затрудняет проведение работ с мая по сентябрь включительно. На площади работ выделены водоохранные зоны, участки произрастания кедрача, на которых разработка месторождения запрещена.

Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура +1,8 ⁰С, средняя температура самого холодного месяца - января - составляет -25 ⁰С (с минимумом до -52 ⁰С), средняя температура июля +15 ⁰С (с максимумом +30 ⁰С). Среднегодовое количество осадков - 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Среднее число дней в году с осадками - 175.

Рис. 1. Обзорная карта Каменной площади

1.2 Геологическое строение района

Красноленинский свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, к которому в тектоническом отношении приурочена Каменная площадь, отделяясь от сопредельных положительных структур того же порядка: с востока - Елизаровским мегапрогибом, с запада - Мутомской котловиной, с юга, посредством Поттымской седловины, происходит его сочленение с Шаимским мегавалом, с востока - Ханты-Мансийской впадиной.

Красноленинское месторождение включает в себя целый ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям. К ним относятся Каменное, Ем-Еговское, Талинское, Пальяновское, Елизаровское, Ингинское и др.

Промышленная нефтеносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены в пределах Ем-Еговской, Ингинской, Пальяновской, Талинской, Южно-Талинской, Елизаровской, Каменной и др. площадях. В отложениях викуловской свиты залежи нефти выявлены на Ем-Еговской, Пальяновской, Каменной и Талинской площадях.

1.3 Стратиграфия

Красноленинский свод, к которому приурочена Каменная площадь, как и вся Западно-Сибирская плита, сложен тремя структурными этажами - кристаллическим фундаментом (докембрийского и палеозойского возраста), переходным комплексом (пермско-нижнетриасового возраста) и осадочным чехлом (мезозойского-кайнозойского возраста).

В геологическом строении Каменной площади участвуют комплексы пород от докембрийских до четвертичных включительно .

Доюрский фундамент

В составе образований фундамента вскрыты рифейские, палеозойские (от ордовика до карбона включительно) и триасовые породы. Они составляют несколько формационных комплексов, каждый из которых отражает определенный тектономагматический этап.

Докембрийские образования, слагающие нижний структурный этаж, представлены биотитовыми, хлорит-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми, кварцит-серицитовыми сланцами и амфиболитами. Вскрытая мощность докембрийских сланцев превышает 670 м. Докембрийский возраст пород принят в основном на основании сопоставления с аналогичными породами Урала и Березовского района, а также с учетом их высокой степени метаморфизма.

Палеозойская эратема, РZ

Ранепалеозойские породы, как правило, наиболее метаморфизованы и представлены различными типами сланцев и кварцитов.

Позднепалеозойские образования сложены породами девона и нижнего карбона. Девонские комплексы представлены вулканогенными и вулканогенно-осадочными породами. В их состав входят разнообразные порфириты, которые залегают среди метаморфизованных песчаников, песчано-глинистых и филлитовых сланцев. Иногда встречаются линзы мраморизованных известняков.

Нижнекаменноугольные отложения вскрыты по склонам соседнего Шаимского мегавала. Они сложены темно-серыми, часто углистыми сланцами, которые содержат прослои песчаников и песчано-глинистых сланцев.

Раннепалеозойские образования представлены метаморфизованными темно-серыми и зеленовато-серыми алевролитами, аргиллитами с прослоями песчаников, реже гравелитов.

Палеозойские сланцы, а также прорывающие их интрузивные породы подвергались вторичным изменениям - гидротермальному воздействию, а также выветриванию. Мощность пород, измененных наложенными вторичными процессами, достигает первых десятков метров.

Средняя глубина залегания фундамента 2450 м. Максимально вскрытая толщина фундамента - 60 м.

Переходный комплекс

Пермско-нижнетриасовые коры выветривания (P-T₁)

Древние коры выветривания развиты по докембрийским и палеозойским породам. Они представляют определенный интерес как коллекторы нефти и газа.

Минералогический состав пород коры выветривания определяется составом материнских пород. Профиль преимущественно каолинитовый. Представление о возрасте коры выветривания разноречивы. С известной долей условности время начала формирования коры выветривания принимается пермско-нижнетриасовым. С кровлей отложений доюрского основания связан отражающий горизонт «А». Мощность коры выветривания изменяется от 5 до 30 м.

На Каменной площади, измененные в большей или меньшей степени вторичными процессами породы кристаллического фундамента, с угловым несогласием перекрываются эффузивно-осадочными породами триаса. Они залегают в виде покровов и распространены во впадинах и по склонам современных выступов фундамента. Отложения представлены в основном переслаиванием зеленоцветных аргиллитов, алевролитов, туфов, реже гравелитов и сероцветных песчаников с углистым детритом, с эффузивными покровами базальтового ряда. Возраст базальтов - среднетриасовый.

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол

Мезозойская эратема, MZ

Юрская система, J

На Каменной площади в составе осадочного чехла установлены мезозойские (юрские и меловые) и кайнозойские (палеоген, неоген и четвертичные) породы. Породы осадочного чехла залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на породах фундамента и переходного комплекса. Общая мощность осадочного чехла составляет около 2400 м.

Осадки юрской системы залегают в основании платформенного чехла и представлены всеми тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры представлены континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней - прибрежно-морскими и морскими осадками.

Нижний отдел, J₁

Шеркалинская свита - J₁ shk в пределах Каменной площади имеет ограниченное распространение. Осадки свиты приурочены, главным образом, к глубоким прогибам между крупными поднятиями и к склонам Красноленинского свода. В разрезе шеркалинской свиты выделяются две подсвиты: нижняя и верхняя.

В нижней подсвите выделяются две пачки. Первая пачка соответствует пласту ЮК₁₁ и сложена кварцевыми гравелитами и грубозернистыми песчаниками с каолинитовым и диккитовым цементом, с прослоями алевролитов, глин (часто углистых) и углей. Возраст пачки по результатам анализов спорово-пыльцевого комплекса отнесен к плинсбаху. Вторая пачка (тогурская), сложена темно-серыми аргиллитоподобными глинами, тонкоотмученными с неровным полураковистым сколом и единичными прослоями алевролитов. Иногда в самом основании пачки встречаются конгломераты, сложенные главным образом глинами (в том числе углистыми), содержащими многочисленные разноразмерные обломки кварцевого, реже полевошпатового состава. Часто встречаются стяжения пирита, сидерита, единичные фораминиферы.

Верхняя подсвита шеркалинской свиты также представлена двумя пачками. Нижняя пачка соответствует пласту ЮК₁₀ и сложена довольно рыхлыми кварцевыми песчаниками, гравелитами с каолинитовым и/или диккитовым, реже карбонатным цементом. Отмечаются глинистоалевритистые и углистые прослои. Наиболее грубозернистые разности иногда обогащены тяжелыми минералами типа хромшпинеллидов. Встречается растительный детрит, единичные фораминиферы, двустворки.

Спорово-пыльцевые комплексы относятся к верхнему тоару. Толщина пачки колеблется от 1 до 35 м.

Верхняя пачка (радомская) представлена глинами темно-серыми аргиллитоподобными, плотными, иногда углистыми. Спорово-пыльцевые комплексы относятся к тоару и аалену.

Мощность свиты изменяется от 10 до 100 м.

Средний отдел, J₂

Тюменская свита - J₂ tm. Породы тюменской свиты имеют широкое площадное распространение. Толщина свиты изменяется от 1 м (скв. 552р, 553р, 115р, 61р, 136р, 137р) до 196 м (скв. 407р).

В разрезе тюменской свиты выделяется три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя.

Нижняя подсвита (пласты ЮК_7-9) представлена песчаниками (крупно-, средне-, мелкозернистыми), алевролитами, гравелитами и аргиллитами с редкими прослоями углей, углистых аргиллитов и конгломератов. Песчаники и алевролиты серые с буроватым оттенком, с хорошо выраженной косой слоистостью. Характерны включения неокатанных обломков аргиллитов и галек различных пород. Глинистые разности пород представлены аргиллитами серыми до темно-серых, алевритами с многочисленными линзочками и слойками алевролитов. Породы слюдистые, плотные, средней крепости. Органические остатки обильны и представлены обугленными остатками древесины, различных растений, углистым детритом. В пределах Каменной площади отложения нижней подсвиты распространены только на окраинах поднятий и в глубоких прогибах. Ааленский возраст описываемых отложений подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами.

Средняя подсвита (пласты ЮК_5-6) представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослоями и линзами песчаников, углей, углистых аргиллитов. Первые значительно преобладают в разрезе.

Аргиллиты серые до темно-серых, алевритистые с линзочками и слойками алевролитов, с обильным углистым детритом, обугленными корешками растений и растительными остатками на плоскостях напластования. Встречаются прослои темно-серых и черных тонкоотмученнных аргиллитов.

Песчаники и алевролиты средне- и мелкозернистые, редко крупнозернистые, серые и светло-серые с буроватым оттенком, полимиктового состава, средне- и хорошо отсортированные, с косой и линзовидно-волнистой, реже горизонтальной слоистостью.

В нижней части подсвиты преобладают глинистые отложения с прослоями песчано-алевритовых пород, характеризующихся прерывистым линзовидным строением.

Верхняя подсвита (пласты ЮК_2-4) представлена чередованием прослоев и линз песчаников, алевролитов и аргиллитов. В подошве пачки преобладают песчано-алевритовые разности пород. В средней части доля глинистых пород увеличивается, количество и мощность песчаных слоев уменьшаются. Выше по разрезу переслаивание пород становится более ритмичным и наблюдается незначительное увеличение мощности линз и прослоев песчаников.

Песчаники и алевролиты мелкозернистые, плотные, серые и светло-серые с обильными включениями углистого детрита на плоскостях напластования.

Аргиллиты серые, прослоями до темно-серых, часто алевритистые, плотные, слюдистые, часто известковистые.

Для пород верхней пачки характерно наличие плоскостей оползания и смятия осадков, наблюдаются ходы илоедов. В верхней части встречаются остатки плохо сохранившейся фауны пелеципод.

Верхний отдел, J₃

Верхнеюрские отложения в данном районе представлены морскими и прибрежно-морскими осадками. Они объединяются в абалакскую и баженовскую свиты нижней части полудинского надгоризонта.

Абалакская свита - J₃ ab. Возраст абалакской свиты приурочен к верхней части нижнекелловейского подъяруса J₂k₁ и до кимериджского яруса J₃km.

В составе абалакской свиты выделены две подсвиты - нижняя и верхняя. Граница между подсвитами нечеткая и часто условная.

Нижняя подсвита представлена аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми с линзовидно-волнистой слоистостью, с обилием обломков ростров белемнитов, раковин пелеципод и отпечатков аммонитов. В основании подсвиты, в глинах, отмечается значительная примесь песчано-алевритового материала, а также прослои песчаников и алевролитов. В нижней ее части довольно часто встречается тонкий карбонатный пласт оолитового строения с сидеритовым цементом.

Отложения подсвиты прослеживаются на всей территории района, за исключением наиболее возвышенных участков. В верхней части подсвиты преобладают аргиллиты темно-серые, тонкоотмученные. Породы нижней подсвиты охарактеризованы аммонитами Сardioceras (Plasmatoceras) cf.jalymensis Popl., Cadoceratinae, Cardoceratinae, Cardiоceras (Scarburgiceras ex) и комплексами фораминифер Ammobaculites tobolskensis, Eomarssonella paraconica.

Обнаруженная фауна позволяет отнести вмещающие отложения к келловею и к нижнему и среднему оксфорду. Толщина нижней подсвиты достигает 15 м.

Верхняя подсвита представлена темно-серыми и черными аргиллитами, тонкоотмученными, с многочисленными карбонатными конкрециями сложного железисто-марганцево-кальцитового состава с включениями глауконита и пирита. Нередко встречаются маломощные прослои глауконитов и глауконитизированных алевролитов, а также карбонатов (в нижней части исключительно сидеритового состава). Отложения содержат обломки раковин пелеципод, остатки аммонитов и белемнитов.

Отмечается комплекс фораминифер Planularia pressula, Haplophragmoides canuiformi.

Обнаруженная фауна позволяет считать, что верхняя подсвита абалакской свиты имеет возраст от верхнего оксфорда до кимериджа включительно. Толщина подсвиты до 20 м. Толщина свиты в целом составляет 37 м.

Баженовская свита - J₃ bg приурочена к волжскому и к низам берриасского яруса. Отложения распространены повсеместно, они согласно залегают на породах абалакской свиты. Породы представлены темно-серыми, до черных, битуминозными аргиллитами, плитчатыми плотными, массивными или рыхлыми, листоватыми, горизонтально-слоистыми в зависимости от состава. Верхняя половина свиты интенсивно пиритизирована. Пирит присутствует в виде очень тонких субпараллельных слойков, толщиной в десятые доли миллиметров. Отмечаются маломощные (обычно не более 1 м) карбонатные пропластки. Толщина свиты 15-50

В отложениях отмечаются остатки ихтиофауны, онихитов, ростров белемнитов, раковин аммонитов и тонкостенных бухий с Craspeditessp. ind, Dorsoplanitinae gen. ind. Koмплекс фораминифер Spirople ctammina vicinalis.

Меловая система, К

В составе меловых отложений Каменной площади выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты, а также верхняя часть отложений баженовской свиты.

Нижний отдел, К₁

Фроловская свита - К₁ fr. Отложения фроловской свиты залегают на баженовской и согласно перекрываются осадками кошайской свиты. Отложения свиты представлены морскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевролитов.

Нижняя часть фроловской свиты представлена морскими серыми и темно-серыми глинами с линзовидными прослоями глинистых известняков и сидеритов. В низах свиты в южной и юго-восточной части Красноленинского нефтеносного района появляются линзовидные прослои мелкозернистых песчаников.

Верхняя часть фроловской свиты представлена серыми глинами с прослоями алевролитов и многочисленными линзами и гнездами мелкозернистых песчаников, обуславливающих линзовидно-гнездовую текстуру глинистых пород. Возраст свиты по положению в разрезе и спорово-пыльцевым спектрам принимается в объеме берриаса, валанжина, готерива, баррема и раннего апта. Общая толщина фроловской свиты равна 527-625м.

Кошайская свита - К₁ ksh. Породы свиты согласно залегают на породах фроловской свиты и перекрываются без видимых следов перерыва породами викуловской свиты. По литологическому составу свита разделяется на две пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка отличается существенно глинистым составом. Верхняя же пачка содержит, кроме глин, алевролиты и алевриты с прослоями известняков. Характерно обилие линз и гнезд песчаного материала. Наиболее выдержана на больших территориях нижняя пачка. Она является хорошим маркирующим горизонтом. Общая мощность свиты 50-65 м.

Викуловская свита - К₁ vk. Отложения свиты залегают на кошайской и перекрываются отложениями ханты-мансийской свитой. Подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита сложена морскими глинисто-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков с текстурой «конус в конус». Вверх по разрезу количество алевритового материала увеличивается. Содержит обугленные растительные остатки, желваки сидерита.

Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчаный состав с линзами и прослоями глин. Глины серые и темно-серые, обогащенные алевритовым материалом. Песчаные и алевролитовые пласты часто имеют микрослоистое линзовидное строение. Во многих случаях трудно проследить песчано-алевритовые пласты по площади. Линзы связаны друг с другом взаимопереходами, придающими коллектору пластово-массивное строение. В отложениях викуловской свиты содержатся залежи нефти. Толщина викуловской свиты 225-290м.

Ханты-мансийская свита - К₁ hm. Породы свиты согласно залегают на породах викуловской и перекрываются отложениями уватской свиты. По литологическому составу свита разделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена морскими темно-серыми аргиллитами, с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. В нижней подсвите выделены комплексы фораминифер с Ammobaculites fragmentarius (внизу) и с Vtrneuilinoides borealis assanovinsis (вверху). Последний комплекс встречается в нижних слоях верхней подсвиты. На основании этих данных, возраст нижней подсвиты ханты-мансийской свиты принимается в объеме среднего альба.

Верхняя подсвита представлена прибрежно-морскими серо-цветными алевролитами и глинами с редкими прослоями песчаников. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Подсвита подразделяется на две пачки. Нижняя пачка представлена чередованием песчаников и глин. Характерной особенностью пачки является выдержанность песчаных пластов и разделяющих их глинистых перемычек. Верхняя пачка представлена чередованием алевролитов и глин с прослоями песчаников. Возраст верхней подсвиты принят в объеме верхнего альба.

Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240-275 м.

Верхний отдел, К₂

Уватская свита - К₂ uv (сеноманский ярус) залегает согласно на нижележащих отложениях ханты-мансийской свиты, представлена песками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250 м.

Кузнецовская свита - К₂ kz (туронский ярус) сложена темно-серыми глинами с прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Толщина свиты 35-50 м.

Березовская свита - К₂ brz (верхи туронского - кампанский ярусы) подразделяется на верхнюю и нижнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми опоками, кремнистыми глинами, верхняя подсвита - серыми, зеленовато-серыми опоковидными глинами с прослоями опок. Толщина свиты 180-240 м.

Ганькинская свита - К₂ gn слагается толщей известковистых зеленовато-серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина свиты 50-75 м.

Кайнозойская эратема, KZ

Палеогеновая система, Р

В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Палеоцен, Р₁

Талицкая свита - Р₁ tl разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми глинами, верхняя подсвита - темно-серыми опоковидными глинами. Толщина свиты 130-150 м.

Эоцен, Р₂

Люлинворская свита - Р₂ ll состоит из трех подсвит. Нижняя подсвита слагается опоками и опоковидными глинами, средняя - диатамитами и диатамитовыми глинами и верхняя - зеленовато-серыми тонкослоистыми диатамитовыми глинами. Толщина свиты 200-225 м.

Чеганская свита - Р₂ chg (верхний эоцен, нижний олигоцен) представлена голубовато-зелеными пластичными глинами с тонкими линзочками алевритового материала. Толщина свиты 120-60 м.

Олигоцен, Р₃

Атлымская свита - Р₃ atl сложена разнозернистыми кварц-полевошпатовыми песками. Толщина свиты 60-80 м.

Новомихайловская свита - Р₃ nmh представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, кварцевых песков с прослоями углей. Толщина свиты 50-70 м.

Журавская свита - Р₃ gr сложена серыми, зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков. Толщина свиты 10-30 м.

Четвертичная система, Q

Четвертичные отложения несогласно перекрывают журавскую свиту. Отложения представлены супесями, песками с прослоями глин. Встречаются мощные слои торфа. Толщина отложений до 80 м.

1.3 Тектоника

Западно-Сибирская плита возникшая в послепротерозойское время, относится к молодым и характеризуется трехъярусным строением (фундамент, промежуточный этаж и чехол)[7].

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной платформы. Отложения этого возраста составляют ее складчатый фундамент, представленный эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Фундамент имеет четко выраженное блоковое строение, причем крупным его выступам в осадочном чехле соответствуют положительные структуры.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований складчатого фундамента эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно.

Верхний, мезозойско-кайнозойский структурно-тектонический этаж - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород. Этот этаж, или собственно осадочный чехол Западно-Сибирской плиты, содержит основные промышленные скопления нефти и газа и изучен гораздо лучше других.

Пликативная тектоника. В тектоническом отношении рассматриваемая площпдь приурочена к северной и центральной части Ендырского куполовидного поднятия, распространенного в южной части Красноленинского свода(рис.2).

Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру первого порядка, имеющую северо-западное простирание, с размерами длинной и короткой осей 165 и 115 км соответственно. Амплитуда его по отражающему горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) составляет относительно днища Мутойской котловины 100-150 м, а относительно восточного моноклинального склона 300-350 м. Таким образом, свод в современном структурном плане представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении, в сторону Ханты-мансийской впадины. С северо-востока свод отделен от сопредельных положительных структур того же ранга Елизаровским мегапрогибом, а с запада и северо-запада граничит с Шеркалинской моноклиналью. Мутойская котловина ограничивает Красноленинский свод с запада. С юга, посредством Поттымской седловины, происходит его сочленение с Шаимским мегавалом.

Каменное локальное поднятие, имеющее размеры 4х13 км и амплитуду около 70 м по замыкающей изогипсе -2300 м, расположено в центральной части исследуемого участка. Простирание его длинной оси - субмеридиональное.

В районе работ наблюдается типичное для Западной Сибири унаследованное развитие структур.

Структуры развивались унаследованно и постепенно выполаживались вверх по разрезу, но отличались темпами тектонического развития. Выделяется по крайней мере два этапа активизации тектонических процессов (среднеюрский и нижнемеловой). Тектонический фактор является основополагающим в процессе формирования отложений осадочного чехла и образования в них зон, перспективных для поиска углеводородов [1].

Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты под под редакцией А.В. Шпильмана, Н.И. Змановского и Л.Л. Подсосовой, 1998 г

1.4 Гидрогеология

Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Ендырь, Сеуль, Ендырской протокой, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Из них лишь р. Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-июль) может быть судоходна для неглубокосидящих плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. В устье реки Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно в период паводков в июне-июле. Заболоченные участки на площади работ сравнительно широко развиты в юго-восточной и южной частях и являются большим препятствием при перемещении буровых станков и передвижении транспорта в весенне-осенний период. Озера данного района не имеют хозяйственного значения по своим морфологическим характеристикам. Крупный источник водоснабжения - р. Обь - удалена от месторождения на расстояние более 30 км.

В районе Западной части месторождения на изученной глубине более 10 м преобладают суглинистые грунты, поверх их - торфяные. Нормативная глубина сезонного промерзания грунтов составляет 2,30 м.

Несмотря на то, что этот район расположен у южной границы, толща остаточной вечной мерзлоты до 150 м была обнаружена на глубинах от 120 до 150 м в скважинах, пробуренных за пределами поймы.

В целом месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. Верхний гидрогеологический этаж включает водоносные горизонты, приуроченные к отложениям четвертичного и верхнепалеогенного возрастов. Их мощность варьирует от 5 до 30 м. Эти водоносные горизонты пополняются за счет инфильтрации атмосферных осадков и паводковых вод, и лишь частично - за счет подтока из нижележащих водоносных горизонтов. Разгрузка осуществляется в реки, ручьи, озера. Существующие водоносные горизонты обнаружены в озерно-болотных, на глубине 0,1-0,2 м, и флювиогляциальных, на глубине от 100 до 250 м и является основным источником воды в районе. Водоносные горизонты характеризуются высокой проницаемостью (удельная сопротивляемость воды от 300 до 2000 м² /сутки) и избыточным содержанием воды.

По химическому составу подземные воды к бетону слабоагрессивные и средне агрессивные

1.5 Нефтегазоностность

Красноленинский свод расположен в одноименном нефтегазоносном районе Фроловской нефтегазоносной области. В ее пределах расположены Талинская и Каменная площади.

Промышленная нефтеносность связана с корой выветривания, отложениями средней (тюменская свита пласты ЮК_2-3 и базальный слой), верхней юры (баженовская свита пласт Ю_о) и нижнего мела (викуловская свита пласты BK₁, BK₂, BK₃) на глубине 1440-2560 м. Всего 26 залежей [3]. Одна залежь газоконденсатная в средней юре. Основные запасы нефти сконцентрированы в викуловской свите. Залежи пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые водоплавающие, пластовые сводовые литологически и стратиграфически экранированные.

Всего в разрезе Каменной площади выделено три нефтегазоносных комплекса: среднеюрский, баженовско-абалакский, аптский. Следует уточнить, что в районах, где отложения тюменской свиты залегают непосредственно на фундаменте, залежи коры выветривания относятся к среднеюрскому нефтегазоносному комплексу.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения тюменской свиты (пласты ЮК_2-9) и базальный пласт.

Баженовско-абалакский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения баженовской (пласт ЮК₀) и абалакской (пласт ЮК₁, П) свит и выделяется в разрезе всех площадей.

Аптский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения викуловской свиты (пласты ВК_1-3).

Кора выветривания на Каменной площади вскрыта на абсолютных отметках -2245-2660 м и имеет площадное распространение. Залежи нефти связаны с коллекторами, образовавшимися в результате выветривания, выщелачивания и разрушения пород фундамента, представленных в пределах Каменной площади преимущественно сланцами и эффузивами. Всего выявлено четыре залежи, как правило, приуроченных к сводовым, реже к присводовым частям локальных поднятий. Границы залежей проводились с большой долей условности - через середину расстояний между скважинами, вскрывшими коллекторы, и скважинами, в которых коллекторы отсутствуют. Тип залежей - стратиграфически экранированные.

Размеры залежей составляют от 4х3 км до 10,5х5,7 км, с максимальной высотой залежи 81 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются в пределах от 1,2 до 5,2 м. Максимальный дебит нефти составил 57,6 м³/сут на диаметре штуцера 12 мм. проницаемость 0,0259 мкм²,пористость 0,12-0,2 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,68-0,81 д.е.

Базальный пласт тюменской свиты вскрыт на Каменной (три залежи нефти) и на Ем-Еговской (одна залежь нефти) площадях на абсолютных отметках -2300-2637 м. Притоки нефти получены из коллекторов порового типа, выделенных по данным ГИС (Uпс 10 - 30 мВ, приращение по микрозондам, глинистая корка) в нижней части тюменской свиты, в зоне перехода к доюрским образованиям и характеризующихся улучшенными коллекторскими свойствами (коэффициент пористости Кп до 17 %) и повышенными сопротивлениями (до 150 Ом*м), что не типично для нефтенасыщенных пород пластов ЮК_2-9. Границы залежей определены условно, по середине расстояния между скважинами, вскрывшими потенциальные коллекторы, и скважинами, в которых отложения базального пласта отсутствуют. Самая крупная залежь нефти связана с выступами фундамента на Каменном и Ай-Торском поднятиях: по направлению к сводовым частям поднятий коллекторы выклиниваются и на погружениях замещаются непроницаемыми породами.

При испытании пласта были получены фонтанные притоки нефти дебитами от 5,5 м³/сут на 6 мм штуцере (скважина 554р) до 270 м³/сут на 10 мм штуцере (скважина 573р) и непереливающие притоки нефти дебитами от 0,16 м³/сут при СДУ 1442,2 м (скважина 6р) до 10,75 м³/сут при СДУ 1537,5 м. Размеры залежи 32х10 км, высота залежи 240 м, эффективные нефтенасыщенные толщины от 1,2 до 17,6 м., проницаемость 0,022 мкм²,пористость 0,14-0,17 д.е., насыщенность связанной водой 0,23 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,68-0,74 д.е. Тип залежи пластовая стратиграфически и литологически экранирована.

Промышленная нефтеносность в пласте ЮК₀ баженовской свиты выявлена на Каменной площади в двух залежах, связанных со сводовыми частями Кальмановского и Ай-Торского+Каменного поднятий; и одна залежь - на Ем-Еговской площади. Пласт вскрыт на абсолютных отметках -2160-2401 м. В отложениях баженовской свиты преобладают коллекторы с преимущественно вторичной емкостью, представленной кавернами и трещинами. Нефтенасыщенные коллекторы встречаются по всему разрезу баженовской свиты в виде линзовидных тел, гидродинамическая связь которых достаточно однозначно не установлена. Линзовидные тела коллекторов находятся в разных частях разреза свиты и, чередуясь с непроницаемыми породами, в плане образуют мозаичное поле нефтеносности. Размеры залежей составляют: Кальмановская залежь 4,5х2,9 км, высота залежи 73 м; Ай-Торская+Каменная залежь - 16,3х5,0 км, высота залежи 111 м; Ем-Еговская залежь - 17,5х13 км, высота 100м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,0 до 9,2 м. ВНК в залежах не установлен. Максимальный приток нефти получен в результате испытания скважины 550р Ай-Торской-Каменной залежи и составил 116,5 м³/сут на 10-мм штуцере, проницаемость 00152 мкм²,пористость 0,125-0,144 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,9 д.е. [1].

Залежи нефти относятся к литологически экранированным.

Залежи нефти в отложениях викуловской свиты (пласты ВК_1-3) являются основным объектом разработки на Ем-Еговской и Каменной площадях.

Продуктивные пласты имеют площадное распространение. Кровля свиты вскрывается на абсолютных отметках -1328-1466 м. Толщина викуловской свиты достигает 120-130м. Коллектор представлен песчано-алевролитовыми отложениями.

На Каменной площади контур нефтеносности пласта ВК₁ объединяет Ай-Торское, Кальмановское, Сеульское и Каменное поднятия в единую залежь Размеры залежи составляют 21,5х28,0 км, высота 43 м. ВНК в залежи принят на отметках -1455-1458 м. Дебиты нефти по залежи изменяются в пределах от 3,0 м³/сут при Нсду=560 м до 15 м³/сут на 2-мм штуцере, проницаемость 0,022 мкм²,пористость 0,25 д.е., насыщенность связанной водой 0,1 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,47-0,5 д.е. От нижележащего пласта ВК₂ он отделяется выдержанным глинистым прослоем, иногда опесчаненным.

Пласт ВК₂ вскрыт на абсолютных отметках -1422-1491.7 м. Суммарные эффективные толщины коллекторов изменяются в пределах от 1,4 до 21,2 м. Выделяется восемь малодебитных залежей нефти с размерами от 5,4х2,1 км до 14х6,2 км с максимальной высотой 25 м., проницаемость 0,032 мкм²,пористость 0,22-0,26 д.е., насыщенность связанной водой 0,1 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,47-0,54 д.е.

Пласт ВК₃ вскрыт на абсолютных отметках -1434.8-1506 м. Эффективные толщины пласта изменяются в пределах от 4,0 до 20 м. Выделено четыре малодебитные залежи нефти, самая крупная из которых имеет размер 9,0х4,0 км., проницаемость 0,0212 мкм²,пористость 0,21-0,25 д.е., насыщенность связанной водой 0,1 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,39-0,54 д.е.

Разделение пластов ВК₂ и ВК₃ в ряде скважин является в некоторой степени условным, так как глинистый прослой, разделяющий эти пласты, претерпевает значительные фациальные изменения по площади и разрезу. Толщина этого прослоя изменяется от 0,8 до 7,5 м [1]

1.5 Другие полезные ископаемые

На территории каменного месторождения открыты месторождения керамзитовых и кирпичных глин, строительных песков, песчано-гравийной смеси, которые используются в процессе обустройства месторождения, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

2. Геофизические исследования скважин

2.1 Основные геолого-геофизические задачи при проведение ГИС

Геофизические исследования в скважинах проводятся с целью получения данных для решения ряда геологических и технических задач проводки скважины и документирования геологического разреза. К основным геологическим и техническим задачам относятся:

литологостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литологостратиграфической колонки;

локальная и региональная корреляция по литологии, физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в условиях пласта;

контроль технического состояния ствола скважины.

Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС с помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, анализы керна, шлама, пластовых флюидов, промывочных жидкостей и т.д.),

-полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями [1].

.2.      Объем и комплекс ГИС

Для решения основных геолого-геофизических задач, указанных выше, на месторождении используется следующий комплекс геофизических методов:

·стандартный каротаж (СП+КС);

·боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);

·индукционный каротаж (ИК);

·боковой каротаж (БК);

·микрозондирование (МКЗ);

·микробоковой каротаж (МБК);

·кавернометрия (КВ);

·радиоактивный каротаж (ГК, НКТ,);

·плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П);

·акустический каротаж (АК);

·резистивиметрия (Рез);

·инклинометрия (Инк);

·цементометрия (ОЦК, АКЦ).

В небольшой части скважин дополнительно проводятся:

·многозондовый нейтронный каротаж (МНК);

·компенсированный нейтронный каротаж (КНК);

·индукционное каротажное зондирование (ИКЗ);

·ядерно-магнитный каротаж (ЯМК);

Для контроля качества цементирования обсадных колонн проводилась термометрия, цементометрия аппаратурой гамма-гамма-контроля и акустическая цементометрия. Для контроля интервалов перфорации эксплуатационных колонн выполняются исследования ЛОТ.

Основные регламентированные различия в комплексах ГИС эксплуатационных и разведочных скважин состоят в следующем:

исследования МК3, МБК, КВ в эксплуатационных скважинах проводят при углах наклона ствола скважины до 15⁰;

радиоактивные методы НК и ГК в эксплуатационных скважинах проводят в обсаженном стволе, а в разведочных скважинах - в открытом;

в эксплуатационных скважинах НК выполняется в модификации НКТ, в разведочных - в модификации НГК и только в последние годы - также в модификации НКТ;

исследования акустическим и гамма-гамма плотностным методами не входят в обязательный геофизический комплекс эксплуатационных скважин;

в наборе зондов БКЗ эксплуатационных скважин не предусмотрены исследования большим 8-ми метровым зондом.

Помимо стандартного комплекса ГИС в единичных скважинах были выполнены специальные исследования.

Имеющийся комплекс ГИС вполне достаточен для решения качественных задач - литологического расчленения, выделения коллекторов и частично оценки характера их насыщения в отложениях викуловской и тюменской свит. В пластах абалакской, баженовской свит и доюрского комплекса выделение коллекторов производится с использованием количественных оценок параметров.

Однако, для количественного определения подсчетных параметров коллекторов в комплексе ГИС фактически отсутствует метод пористости, и это создает значительные трудности при интерпретации геофизических материалов в юрских и доюрских отложениях. Количественная интерпретация данных ГИС затруднена также низким качеством значительной доли первичных материалов геофизических исследований.

Необходимость корректировки исходных диаграмм большинства методов не способствует повышению достоверности количественного определения геологических параметров пород-коллекторов [1].

.2.1.   Стандартный электрический каротаж

Стандартный электрический каротаж относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах, по всему открытому стволу. Стандартный каротаж включает записи трех зондов электрического каротажа (двухметровые кровельный и подошвенный градиент-зонды и полуметровый потенциал-зонд) и кривую потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Стандартный каротаж в комплексе с индукционным, радиоактивным, акустическим и другими методами ГИС, предназначен для решения следующих основных геологических задач:

литологостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литологостратиграфической колонки;

локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне).

Для повышения достоверности решения вышеназванных задач и получения дополнительных данных, стандартный каротаж при каждом исследовании проводится по всему открытому стволу (перекрываются все предыдущие интервалы). Данные перекрытия позволяют выявлять прямые качественные признаки проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и на этой основе выделять коллекторы как простые, так и со сложной структурой порового пространства.

Масштаб регистрации диаграмм зондами стандартного каротажа устанавливается неизменным для всех территорий работ и участков разреза и равны 2,5 Ом*м/см с соотношением масштабов записи как 1:5:25 и т.д. Для ПС масштаб записи 12,5 мВ/см и вспомогательный - 5 мВ/см во всех интервалах разреза, где значения относительной амплитуды ПС по преобладающему числу коллекторов меньше 0,4 [1].

.2.2.   Боковой каротаж (БК)

Боковой каротаж в масштабе глубин 1:500 относится к дополнительным методам, проводится в тех поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах, где по данным стандартного и индукционного каротажа не решаются вопросы по достоверному определению электрических характеристик определенных пластов или участков разреза вследствие ограничений стандартного каротажа (зоны тонких чередований, пласты малой мощности) и индукционного каротажа (пласты или участки разреза с УЭС более 40 Ом.м).

К числу объектов, где материалы БК в масштабе глубин 1:500 могут дать дополнительную информацию к стандартному или индукционному каротажу, относятся:

зоны частых чередований плотных непроницаемых пластов, глинистых прослоев и нефтегазонасыщенных пластов малой мощности;

зоны аномально низких значений минерализации пластовых вод, где УЭС водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов имеют высокие значений и широкие зоны перекрывающихся величин сопротивлений;

интервалы в низах разреза, где преобладают тонкие чередования литологически различающихся разностей, преобладают высокие УЭС и контрастные переходы значений УЭС на границах литологических переходов и границ, обусловленных изменениями характера насыщения коллекторов.

Боковой каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих геологических задач:

литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне).

2.2.3. Акустический каротаж (АК)

Акустический каротаж (регистрация кинематических и динамических параметров продольных и поперечных волн и их относительных параметров) относится к основным методам, проводится в открытом стволе во всех поисковых скважинах, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, исключая кондуктор [1].

При наличии в разрезе газонасыщенных пластов акустический каротаж рекомендуется проводить в интервалах каждого стандартного каротажа, т.е. в условиях, когда зоны проникновения еще не достигают критических для АК значений.

Метод АК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по кинематическим и по динамическим параметрам прослои 0,4-0,6м). На показания АК практически не влияют диаметр скважины, наличие и свойства глинистой корки, тип и характеристики промывочной жидкости, свойства вмещающих пород, температура в интервалах замеров, что переводит АК в разряд эффективных методов с минимальным числом поправок при определении пористости.

Акустический каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач:

литологостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литологостратиграфической колонки;

локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне);

качественное выделение пород с трещинной и кавернозной пористостью по динамическим параметрам, включая фазокорреляционные диаграммы (с привлечением ГК, НКТ, диаграмм электрических методов);

предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с НКТ) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе газожидкостных контактов (ГВК, ГНК);

предварительное выделение хон разуплотнений, других деформаций различного генезиса, интервалов с изменениями эффективного давления (как разность горного и пластового давлений), в том числе участков с аномально высокими пластовыми и внутрипоровыми давлениями;

совместно с ГК, НКТ выделение углей, зон интенсивной углефикации, карбонатных пород, пластов-реперов и опорных пластов.

геологическое стратиграфия тектоника нефтегазоностность цементирование

3. Практическая часть

3.1 Поинтервальная оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах и боковых стволах скважин

Оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах и боковых стволах скважин производится следующими геофизическими методами:

·        ОЦК - определение высоты подъема цементного раствора за колонной;

·        АКЦ - акустическая цементометрия, определяется “сцепление” (плотность контакта) цементного камня с колонной и породой, а также высоту подъема цемента;

·        ГГК (СГДТ) - определяет плотность цементного камня за колонной, эксцентриситета колонны, характера заполнения затрубного пространства цементным раствором-камнем, мест размещения технологической оснастки по колонне - центраторов, МСЦ, турбулизаторов.

ОЦК проводится на момент конца схватывания цементного раствора в точке его проектного подъема. Высота подъема цементного раствора определяется по аномалии температуры. Дополнительная информация - распределение температуры по стволу скважины. Если при цементировании обсадной колонны применяется облегченный цементный раствор, высота подъема цементного раствора уточняется по данным АКЦ ввиду того, что облегченные цементные растворы не дают четкой температурной аномалии, вызванной гидратацией цемента.

АКЦ-метрия проводится при достижении прочности цементного камня при изгибе не менее 1 МПа. Время проведения АКЦ - не ранее 3 суток после цементирования обсадной колонны или проведения РИР. АКЦ-метрия в зоне размещения облегченного цементного камня должна проводиться с помощью приборов, отрегулированных на фиксацию низкопрочного цементного камня - ниже 1,0 МПа при изгибе.

Характеристика контакта цементного камня проводится отдельно для “сцепления” цементного камня с колонной и породой.

Качественная градация “сцепления” цементного камня с колонной: “хорошее”, “частичное”, “плохое”, “отсутствует”.

Градация сцепления цементного камня с породой: “хорошее” (“плотное”, “жесткое”), “частичное” (“неопределенное”), “отсутствует”.

Коэффициент качества сцепления цементного камня с колонной К _к:

1А + 0,7В + 0,3С

К _к = ------------------------ ,

А + В + С + Д

где А, В, С, Д - соответственно длины интервалов в м с “хорошим”, “частичным”, “плохим” и “отсутствием” сцепления цементного камня с колонной.

Коэффициент качества сцепления цементного камня с породой К _п:

1А + 0,7В

К _п = --------------- ,

А + В + Д

где А, В, Д - соответственно длины интервалов в м. с “хорошим” (“плотным”, “жестким”), “частичным (“неопределенным”) и “отсутствием” сцепления цементного камня с породой.

Общий коэффициент качества цементирования обсадной колонны в заданном интервале по АКЦ:

А + 0,85В + 0,7С

К =  L _ц

где длины интервалов в м. со сцеплением цементного камня

§  А - “хорошее” - “хорошее”;

§  В - “хорошее” - “частичное” или “частичное” - “хорошее”;

§  С - “частичное” - “плохое”;

§  L _ц - общий интервал цементирования в заданном интервале.

Качество цементирования по К оценивается по следующей шкале:

§  1,00 ³ К > 0,80 - хорошее;

§  0,80 ³ К > 0,63 - удовлетворительное;

§  0,63 ³ К > 0,20 - плохое;

§  0,20 ³ К > 0 - очень плохое.

Шкала оценки качества цементирования К базируется на шкале функции “желательности” при обработке экспериментальных данных, разработанной ОАО НПО “Бурение” (ВНИИКРнефть).

По данным АКЦ окончательно устанавливается высота подъема цемента.

СГДТ проводится в те же сроки, что и АКЦ-метрия. СГДТ дает удовлетворительные результаты по плотности цементного камня в том случае, если разность плотностей тампонажного раствора и бурового не менее 0,5 г/см³. Как правило, разность между плотностью цементного камня и цементного раствора за счет седиментационных процессов и гидратации цемента составляет ± 0,05 г/см³. Большая разность плотностей свидетельствует о смешении бурового и тампонажного растворов. По СГДТ устанавливают также высоту подъема цемента и величину зоны смешения бурового раствора и тампонажного в том случае, если разность их исходных плотностей более 0,5 г/см³.

По СГДТ определяется эксцентриситет колонны по стволу скважины. Считается центрирование колонны удовлетворительным, если эксцентриситет колонны не превышает значения 0,5.

Оценку качества центрирования обсадных колонн рекомендуется проводить по значению эксцентриситета колонны Е:

§  0,0 £ Е £ 0,3 - хорошо;

§  0,3 < Е £ 0,5 - удовлетворительно;

§  0,5 < Е £ 0,7 - плохо;

§  0,7 < Е £ 1,0 - очень плохо.

Дополнительно по СГДТ определяется фактическое размещение технологической оснастки по длине колонны.

.2 Методика работы геофизической программы ГИС-АКЦ

Запускаем программу ГИС-Акустика двойным нажатием левой кнопки мыши по значку . акустика

Для ввода полевого материала АКЦ необходимо выбрать в меню Файл \ Ввод данных.

Ввод данных осуществляется в пошаговом режиме, поэтому всегда можно вернуться на

предыдущий шаг и повторить действия.

Выбрать формат, в котором записаны исходные данные.

На данный момент волновой сигнал может быть записан в формате Tape(ЮГРА) /файл с расширением *.tab/ и формате УЗБА /файл с расширением *.dat/.

Далее выбираем файл с полевым материалом.

После выбора файла идет процесс инициализации.

Запись данных происходит на подъеме, поэтому выбираем кнопку

Количество каналов соответствует количеству зондов скважинной аппаратуры.

В процессе загрузки необходимо установить правильный тип скважинного прибора (если прибора нет в списке, его нужно добавить), также определяется интервал по глубине (можно вводить как весь интервал, так и часть интервала) и шаг квантования данных по глубине.

В следующем шаге выбираем загружаемые каналы ВС (по умолчанию загружаются все).

При необходимости меняем число отсчетов, шаг дискретизации, задержку.

Для этого выбираем канал и нажимаем кнопку Изменить.

Появляется окно, в котором выставляем нужные параметры.

После этого происходит загрузка данных.

Чтобы отразить волновой сигнал на экране выбираем команду Вид / Цветовая диаграмма… или нажатием кнопки на панели инструментов.

П

Если хотим отразить волновой сигнал в виде трасс (в таком представлении легче оценить уровень амплитуд сигнала), то выбираем команду Вид / Волновой сигнал… или в панели инструментов кнопку.

Трассы могут отображаться как с наложением, так и отдельно.

При нажатии правой кнопки мыши, находящейся над требуемым изображением, появляется контекстного меню, в котором находятся все команды, связанные с изображением данных. Выбираем команду Параметры волнового сигнала…, в появившемся окне устанавливаем расстояние между трассами, число допустимых трасс для перекрытия, нужно ли рисовать линии трасс (отклонения), цветовая шкала, какие фазы заливаются (положительные и/или отрицательные), способ заливки, масштаб трасс и в каком масштабе линейном или логарифмическом будут представлены трассы.

Колонку и изображение можно удалить командой контекстного меню Удалить.

Работа с волновым сигналом идет непосредственно с исход-ным файлом. После загрузки исходных данных глубины за-гружаемого материала корректируются по магнитным меткам.

При коррекции по меткам необходимо выбрать первую истинную метку, задать глубину на этой метке (если отличается). ОК.

Для правильного расчета АКЦ необходимо установить корректные параметры расчета АКЦ. Параметры задаются командой меню Обработка / Параметры расчета АКЦ…

В появившемся диалоге можно разбить интервал на несколько частей и для каждого интервала задать собственные параметры (кроме знака фазы и длины интервалов качества сцепления для объединения).

Расчет АКЦ запускается командой меню Обработка / Расчет АКЦ. Расчет АКЦ происходит пошагово и состоит из следующих этапов:

Выбор каналов для расчета АКЦ.

Можно выбрать 1 или 2 канала

Установка фиксированных окон для расчета параметров волны по колонне.

Необходимо установить фиксированные окна на волну по колонне, установить ширину окна. Захватив левой кнопкой мыши появившееся окно, перетаскиваем на первое положительное(отрицательное) вступление волны по колонне. Ширину окна рекомендуется устанавливать равной длине фазы (захватом левой кнопки мыши границы окна).

Если волна по колонне смещается по времени, то фиксированное окно можно разбить на несколько окон (с помощью правой кнопки мыши, находясь на фиксированном окне, вызвать контекстное меню и выбрать команду Разбить окно) и сдвинуть каждое окно в отдельности.

Определение интервала исследования. В случае, если есть неинформативная запись, то ее можно отсечь путем задания интервала исследования.

Выбор фазы. Выбирается фаза для расчета амплитуды волны по колонне.

Определение интервала настройки. Интервал настройки соответствует свободной колонне или наихудшему сцеплению. Предлагается автоматически рассчитанный интервал, который можно изменить вручную.

Построение волны по породе (Тp). В диалоге отражается расчетный порог (один для обоих каналов), который можно отредактировать и по кнопке Просмотр посмотреть является ли выбранный порог выше уровня шумов или нет.

Знак фазы должен соответствовать знаку фазы волны по колонне.

Блокировка (представлена в виде вертикальной линии на ФКД) устанавливается как можно ближе к сигналу, перетаскиванием с помощью левой кнопки мыши.

Определение уровня подъема цемента.

пределение сцепления цемент-колонна.

Определение сцепления цемент-порода.

Если есть необходимость пересчитать только параметры по колонне (или параметры по породе), то это можно сделать, вызвав команду Обработка / Параметры по колонне (или Параметры по породе). Затем в диалоге Расчет параметров выбрать параметры, которые будут пересчитаны; указать знак фазы, по которой вычисляются амплитуды; установить флаг, следует ли определять интервал настройки (если флага нет, то интервал настройки используется старый).

Для пересчета параметров по породе, как и при расчете АКЦ установить блокировку по времени и амплитудный порог. После установки параметров кривые будут пересчитаны.

Можно также перестроить колонки качества сцепления, если изменились параметры обработки АКЦ, выбрав в меню команду Обработка / Расчет сцепления.

При расчете АКЦ автоматически отображаются каналы ВС, кривые ДТ, затухание, колонки качества-цементирования. Но для удобства работы можно создать свой планшет, отобразив на экране колонки с необходимыми данными.

Колонки с данными вставляются из меню Вид / Глубина (Цветовая диаграмма, Волновой сигнал,

Кривые, Интервальная кривая).

Для всех данных вставленных в колонку используется один диалог по установке параметров изображения (контекстное меню Параметры изображения). В диалоге можно установить цвет и шрифт шкалы, цвет и толщину линии, начало шкалы.

Все команды связанные с изображением данных доступны из контекстного меню, открывающегося при нажатии правой кнопки мыши находящейся над требуемым изображением.

Параметры колонки устанавливаются в диалоге командой «Параметры колонки» (контекстное меню Колонка / Параметры колонки). В диалоге устанавливается цвет фона, ширина колонки в мм, вертикальная и горизонтальная сетка. Также ширину и положение колонки можно установить визуально перетаскиванием границы или колонки целиком с помощью левой кнопки мыши.

Колонку и изображение можно удалить командой контекстного меню Удалить ( Колонка / Удалить - удаляет колонку целиком).

В меню Вид / Масштаб по глубине можно изменить масштаб отображения глубин.

Также можно воспользоваться готовым планшетом для вывода твердой копии, вызвав в меню команду Файл / Открыть шаблон и указать путь, где находится планшет (например, Гис-Акустика / Узба / Акц в кондукторе.vpf).

Для удобства просмотра параметров можно выбрать в меню команду Вид / Курсор глубины или в панели инструментов кнопку

В появившемся диалоге выбираем параметры (нажатием левой кнопки мыши по кривой), значения которых хотим отобразить.

Кроме значения выбранных кривых на планшете отображается горизонтальный курсор глубины, помогающий визуально оценить значения параметров на данной глубине.

Значение кривых новые кривые или удалить ненужные.

Автоматически построенное заключение, зачастую полностью не устраивает интерпретатора. Редактирование колонки качества сцепления осуществляется через контекстное меню, которое появляется при нажатии правой кнопки мыши на колонке сцепления.

Изменить интервал - изменяет качество сцепления.

Удалить интервал - удаляет текущий интервал, объединяя его с верхним.

Редактировать интервал - отображает диалог, в котором можно менять границы и тип любого интервала.

Вставить интервал - вставка интервала с заданным качеством сцепления.

Границы интервалов также могут быть отредактированы мышкой перетаскиванием соответствующих границ интервала (захватив левой кнопкой мыши границу интервала тянуть вверх или вниз). При этом, если граница перекрывает интервал, то интервал удаляется автоматически.

Увязка по глубине

Сразу после загрузки материала и коррекции по меткам можно отредактировать глубины с помощью команды в меню Правка / Редактирование глубин и выбираем способ редактирования, который нам более удобен:

·   сдвиг глубин на заданную величину,

·   заполнение с заданным шагом начиная от подошвы интервала,

·   равномерная растяжка - сжатие интервала глубин.

Удобно сначала сделать более грубую увязку с помощью команды Сдвиг глубин, а затем после расчета АКЦ более точно увязать материал с помощью команды меню Правка / Увязка глубин.

Заключение

За период прохождения производственной практики я ознакомилась с организацией геолого-геофизических работ, методическими и нормативными материалами, получила практические навыки работы, В соответствии с программой производственной практики, я получила полное представление о рабочей специальности и структуре предприятия.

Исходным материалом для выполнения отчета по производственной практике послужили фондовые, архивные отчеты, литературные источники, и личные записи (конспект лекций). Мною были выполнены поставленные цели и задачи, по результатам анализа собранного теоретического материала был написан отчет «Проведение полевых работ различными геофизическими методами и поинтервальная оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах и боковых стволах скважин в пределах Каменной площади».