Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов Игольско-Талового месторождения (Томская область)

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    3,8 Мб
  • Опубликовано:
    2014-04-24
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов Игольско-Талового месторождения (Томская область)

АННОТАЦИЯ


В выпускной квалификационной работе рассмотрены: общая, проектная, специальная и технико-экономическая части, в которых отражена изученность, а также особенность строения Игольско-Талового месторождения.

Общая часть содержит сведения о географическом положении, климатических особенностях Томского района, а также дана характеристика и его геологическое строение.

В проектной части производится выбор района работ, комплекса геофизических методов, применяемых на данном месторождении, и его обоснование. Рассматривается методика и техника проведения геофизических исследований в скважинах, методика калибровки оборудования и интерпретация геофизических данных.

В специальной части проекта производится построение модели пласта Ю12 Игольско-Талового месторождения.

Технико-экономическая часть включает главы, которые отражают организационно-экономические вопросы проведения геофизических работ, расчет и обоснование стоимости проекта, а так же применяемые мероприятия по обеспечению экологической устойчивости и безопасности жизнедеятельности при выполнении работ.

THE SUMMARY

final qualifying work are considered: the common part, the design project part, a special part and technical and economic part in which the level of scrutiny is reflected, and also feature of structure Igolsko-Talovogo`s site.common part contains data about a geographical position, climatic features of Tomsk area, and also the characteristic and its geological structure.the design project part is choose an area of works, a complex of the geophysical methods applied on the site, and its substantiation is made. There is considered method of application and verification technique of geophysical researches in well, a technique of calibration of the equipment and interpretation of geophysical data.a special part of the project, the model of layer Ю12 Igolsko- Talovogo`s site is constructed.Technical and economic part includes chapters which are reflected organizational-economic questions of carrying out of geophysical works, calculation and a substantiation of value of the project, and also applied provisions for the needs of the ecological stability and products safety at the time of accomplishment of works.

СОДЕРЖАНИЕ


Задание на дипломное проектирование

Аннотацияsummary

Геологическое задание

Контракт №5512

Введение

1.      ОБЩАЯ ЧАСТЬ

.1 Географо-экономический очерк района

.2 Геолого-геофизическая изученность

.3 Геологическое строение района

.3.1 Стратиграфия

.3.2 Тектоника

.3.3 Нефтеносность

.4 Петрофизическая характеристика продуктивных пластов Игольско-Талового месторождения

.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

.        ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

.1 Выбор участка работ

.2 Априорная ФГМ объекта

.3 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

.4 Методика и техника проведения геофизических работ

.5 Метрологическое обеспечение работ

.6 Интерпретация геофизических данных

.6.1 выделение коллекторов по прямым и качественным признакам

.6.2 выделение коллекторов по количественным признакам

.        СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Модель пласта Ю12 Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения

.1.1 Относительные фазовые проницаемости и развитие обводнения притока

.1.2 Расчет относительной фазовой проницаемости

З.2 Актуальная зарубежная публикация на тему ВКР: «Общие сведения о нефти»

.        ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Организационно-экономический раздел

.1.1 Технико-экономическое обоснование продолжительности работ по проекту

.2 производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ

.2.1 Производственная безопасность

.2.1.1 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

.2.1.2 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению

.2.2 Пожарная и взрывная безопасность        

.2.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

.2.4.Экологическая безопасность

.3 Смета расходов на проектируемые работы

Список использованной литературы

Приложения

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РФ

Территориальное агентство по недропользованию по району Томской области

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель территориального

агентства по Томской области

_______________

«____» ____________ 2009 г.

Раздел плана: геофизические работы в скважинах.

Полезное ископаемое: нефть.

Наименование объекта: Игольско-Таловое месторождение.

Местонахождение объекта: Томская область

Источник финансирования: ООО «Томскнефть ВНК».

Геологическое задание

на проведение геофизических исследований в скважинах

Цель работ: литологическое расчленение разреза и выделение пластов коллекторов. Определение фильтрационно-емкостных свойств и оценка характера насыщения на Игольско-Таловом месторождении.

Геологическое задание на проведение геофизических исследований в скважинах предприятию ООО «ТомскГазпромГеофизика», комплексной партии № 12. Интервал исследования в продуктивной части скважин - в масштабе 1:200.

Геологические задачи:

. Литологическое расчленение разреза и выделение пластов коллекторов;

. Оценка характера насыщения;

. Определение коллекторских свойств;

. Определение водонефтяного контактов.

Методы исследования:

Стандартный каротаж (КС), метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), боковой каротаж (БК), микробоковой каротаж (МБК), индукционный каротаж (ИК), резистивиметрия, боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрокаротажное зондирование (МКЗ), кавернометрия, радиоактивный каротаж (ГК, НКТ), кавернометрия и инклинометрия.

Последовательность работ:

. Составление проектно-сметной документации;

. Транспортировка;

. Полевые работы (каротаж);

. Камеральные работы (интерпретация).

Форма отчетности: письменный отчёт, графический материал в виде каротажных диаграмм и заключение по скважинам.

Начало работ «____» _________ 2009 года.

Окончание работ «____» _________ 2009 года.

Начальник отдела региональной геологии

«____» _________ 2009 года.

Контракт № 5512

на проведение геофизических работ на Игольско-Таловом месторождении

г. Стрежевой «____» __________ 2009 г.

ООО «ТомскГазпромГеофизика», именуемое в дальнейшем “Подрядчик”, в лице Генерального директора ________________________, действующего на основании Устава предприятия, с одной стороны, и Компания ОАО «Томскнефть ВНК», именуемое в дальнейшем “Заказчик”, в лице Генерального директора ________________________, действующего на основании Устава компании, с другой стороны, заключили настоящий контракт о следующем:

. Предмет контракта.

.1. Предметом настоящего договора является проведение геофизических работ на Игольско-Таловом месторождении, скважины № 1306, 1408, 3002.

.2. Работа по настоящему контракту выполняется в соответствии с программой исследований и геологическим заданием, утвержденными Заказчиком.

Работы, не предусмотренные настоящим контрактом, но необходимые для его исполнения, оформляются Дополнительным соглашением.

.3. Заказчик может вносить необходимые изменения в контракт или прекращать действие контракта при условии оплаты подрядчику фактически выполненных работ.

. Стоимость работ и порядок расчетов.

2.1. За выполненную в 2009 году работу согласно настоящему контракту Заказчик уплачивает Подрядчику 146833,924 рублей в соответствии с утвержденным сторонами Протоколом соглашения о договорной цене.

2.2. Ежемесячное авансирование окончательный расчет за выполненные работы по объекту производится в соответствии с действующей инструкцией "О финансировании геологоразведочных работ и кредитовании геологических организаций", с дополнениями и изменениями к ней.

. Требования к качеству отчетной продукции.

.1. При завершении объекта Подрядчик представляет Заказчику акт сдачи-приемки работы с приложением к нему материалов, предусмотренных в геологическом задании. Геологическая или научная информация, содержащаяся в отчетах, или иной отчетный материал должны соответствовать требованиям государственных стандартов и особым условиям, устанавливаемым контрактом.

.2. Заказчик в течение 20 дней со дня получения акта сдачи - приемки работы и приемки отчетных материалов обязан направить Подрядчику подписанный акт сдачи-приемки работ или мотивированный отказ.

.3. В случае несоответствия результатов работ установленному контрактом заданию, сторонами составляется двухсторонний акт с перечнем необходимых доработок. Подрядчик обязан произвести необходимые исправления без дополнительной оплаты.

Если при приемке выполненных работ будет выявлена необходимость доработки или изменения отдельных условий по требованию Заказчика, эти работы производятся по дополнительному соглашению с указанием срока их выполнения и стоимости.

. Ответственность сторон.

.1. Подрядчик по требованию Заказчика своими средствами и за свой счет в срок, согласованный с Заказчиком, устраняет недостатки, допущенные по его вине при выполнении работ.

.2. Санкции не освобождают стороны от выполнения принятых обязательств по контракту.

. Особые условия и специальные вопросы.

.1. В случае недостаточного финансирования работ, объемы работ корректируются ежеквартально с учетом индексации.

.2. Геологическая информация, полученная в результате работ по настоящему контракту, является собственностью государства.

.3. По вопросам, не предусмотренным настоящим контрактом, стороны руководствуются действующим законодательством Российской Федерации.

. Срок действия контракта и юридические адреса сторон.

.1. Срок действия настоящего контракта устанавливается с

«____» __________ 2009 г. по «____» __________ 2009 г.

.2. Юридические адреса и платежные реквизиты сторон.

ЗАКАЗЧИК: ОАО «Томскнефть ВНК»

Юридический адрес: .

Платежные реквизиты:____________________

ПОДРЯДЧИК: ООО «ТомскГазпромГеофизика»

Юридический адрес: ____________________

Платежные реквизиты:____________________

.3. К настоящему контракту прилагаются: геологическое задание на выполнение работ, сметно-финансовый расчет и протокол соглашения о договорной цене.

Подрядчик Заказчик

Генеральный директор Генеральный директор

_____________ ____________

(подпись) (подпись)

ВВЕДЕНИЕ

Динамика добычи нефти в Томской области характеризуется как падающая, что обусловлено следующими факторами:

значительной выработкой многих крупных, уникальных высокопродуктивных месторождений и их высокой обводненностью;

вводом в разработку месторождений, в основном, с трудно извлекаемыми запасами нефти, характеризующимися высокой геологической неоднородностью и требующих существенного увеличения капитальных вложений в их освоение;

значительным сокращением поисково-разведочных работ;

Необходимость использования геофизических исследований скважин обуславливается тем, что с их помощью можно детально расчленить геологический разрез, с достаточной точностью определить фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов.

Использование ГИС, как более дешевых методов, по сравнению с бурением, позволит эффективно разрабатывать месторождение, повысить добычу нефти и газа.

Главная задача дипломной работы состоит в том, чтоб наглядно представить значимость и целесообразность применения комплекса методов геофизических исследований скважин (ГИС) для разработки месторождения. Для достижения этой цели , на примере Игольско-Талового нефтяного месторождения, подробно будет рассмотрен каждый метод в отдельности. Затем будет выбран комплекс методов, в дальнейшем применяемый на данном месторождении, ведь только комплексное использование методов позволяет получить полную информацию о перспективности и целесообразности разработки и дальнейшей эксплуатации месторождения.

Выбор комплекса методов ГИС для данного месторождения будет производиться исходя из геологического строения района, преследуемой цели (разведка это будет или разработка), а также исходя из основных результатов геофизических работ прошлых лет.

1.      ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономический очерк района работ

В административном отношении Игольско-Таловое месторождение находится в Каргасокском районе Томской области. Территория района месторождения представляет собой расчлененную, сильно заболоченную равнину, с абсолютными отметками поверхности земли от +95 до +195 м.

Основной водной артерией является река Васюган, судоходная для судов малого тоннажа. Судоходный период длится с конца апреля до середины октября. Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха колеблется от -45°°С (зимой) до +30°°С (летом). Промерзаемость грунта составляет 0,8-1,6 м, болот около 0,4 м.

Ближайшим населенным пунктом является п. Майск, расположенный в 25 км северо-восточнее Игольско-Талового месторождения. Транспортировка добываемой на месторождении нефти в магистральный нефтепровод Александровское-Анжеро-Судженск проводится по нефтепроводу Игольско-Таловое-Герасимовское-Лугинецкое. Доставка грузов осуществляется автотранспортом с основных и перевалочных баз снабжения, расположенных в г. Стрежевой и вахтовом поселке Пионерный (в районе Катыльгинского месторождения). На месторождении имеется вахтовый поселок, две вертолетные площадки, ремонтные службы. До района работ проходит бетонная дорога, соединяющая Игольско-Таловое месторождение с Каймысовской группой разрабатываемых нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Западно-Катыльгинское), а также вахтовым поселком Пионерный и г. Стрежевой.

Обеспечение строительства внутрипромысловых работ, кустовых оснований проводится за счет привозного гравия из Томска и использования местных песков, добываемых из пойменно-террасовых отложений р. Чертала.

Энергоснабжение Игольско-Талового месторождения осуществляется от подстанции 110/35/5 2Х25 МВА.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд, эксплуатационного бурения используют подземные воды сеноманского водоносного комплекса.

1.2    Геолого-геофизическая изученность месторождения


Определение степени изученности месторождения в целом проведено по соотношению запасов УВ категорий С1 и С2. Количество недоразведанных запасов категории С2, в целом по месторождению составляет всего 8.8%. Однако в пределах месторождения имеется небольшой, сложно построенный, литологически ограниченный нефтенасыщенный пласт Ю1МУ, степень изученности которого до сих пор остается низкой. Следует отметить, что доля запасов по категории С1 этого пласта составляет всего 1,8% от запасов категории С1 от всего месторождения, в тоже время доля запасов по категории С2 пласта Ю1МУ составляет 61% от всех запасов месторождения этой категории. Это указывает на то, что на достаточно хорошо изученном крупном месторождении имеется небольшое «белое пятно», изучение которого ведется одновременно с заканчиванием разбуривания южной части Игольской площади. Именно поэтому месторождение в целом можно считать подготовленным для промышленного освоения, т.к. добывные возможности и запасы УВ, свойства нефти и газа и другие особенности разработки изучены с полнотой, достаточной для технико-экономического обоснования решения о порядке и системе разработки.

Построение геологической модели месторождения

Настоящая работа базируется на построенной детерминированной геологической модели Игольско-Талового месторождения. При построении трехмерной геологической модели использовалась технология и программное обеспечение компании «Landmark Graphics Company» (LGC).

На основе 2-х мерной модели, созданной в ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» при проведении подсчета запасов УВ, проведена ее конвертация с ученом вновь полученных данных. В первую очередь выполнено перестроение гридов структурных карт, карт мощностей, которое проведено с учетом данных по результатам бурения новых скважин на Игольской площади в 2002-2003 гг. Дополнительно проведенная интерпретация геофизического материала по новым скважинам позволила увеличить количество скважин, использованных при построении атрибутов свойств пластов в геологической модели. Латеральный размер ячеек выбран таким образом, чтобы межскважинное расстояние пробуренной части делилось минимум на 10. Более детальное разделение приводило к значительному увеличению времени расчетов гридов и, практически, к невозможности 3D визуализации. Менее детальное - к незначительному сглаживанию неоднородности продуктивных пластов. Гриды использовались для построения каркаса геологической модели. Каркас модели имеет размеры 435897 латеральных ячеек в 22 слоях, которые построены пропорционально мощности геологических пластов горизонта Ю1 васюганской свиты.

Загрузка в модель данных по отметкам пластов в скважине проведена таким способом, который позволяет исключить, либо свести к минимуму, возможность ошибок данных инклинометрии и значительных искривлений эксплуатационных скважин. Перед построением атрибутов по свойствам пластов проведена проверка положения точек пластопересечения скважина-пласт. Литологическое моделирование резервуара проведено при помощи построения атрибутов песчанистости, пористости и проницаемости по данным поинтервальной интерпретации материалов ГИС с шагом 0,2м. Насыщение резервуара проведено по аналогичному принципу с использованием алгоритма среднеквадратичного усреднения значений в областях интерполяции. Тем не менее, предпринята попытка, показать распространение пористости по пласту Ю12 Игольской площади в созданной модели на рисунке 1.2.3.

На построенной геологической модели месторождения, были оценены подсчетные параметры и начальные балансовые запасы нефти. Сопоставление полученных результатов с принятыми на ГКЗ МПР запасами нефти Игольско-Талового месторождения в целом по пластам показывает (таблица 1.2.1) корректность выполненных построений. Отклонение расчетных балансовых запасов от утвержденных не превышает 5% по пластам Ю12 Игольской и Таловой площадей. Несколько иная картина наблюдается по пласту Ю1МУ. Здесь значительное расхождение в запасах объясняется уточнением строения резервуара. Как уже отмечалось выше, при подсчете запасов к категории запасов С2 относилась большая часть площади. Однако при эксплуатационном бурении на пласт Ю12 скважин кустов 26 и 33 Игольской площади было обнаружено отсутствие коллектора по пласту Ю1МУ в пределах категории С2, практически во всех скважинах. Это факты явились основанием для выделения новых, не совпадающих с принятыми при подсчете запасов, зон распространения замещения пласта Ю1МУ. Таким образом, с помощью построенной модели выделены новые, меньшие по площади и толщине зоны, которые при проведении подсчета запасов были отнесены к категории С2. В модели их учет не проведен, поэтому очевидно значительное расхождение. Однако для подтверждения адекватности созданной модели был выполнен подсчет запасов по пласту Ю1МУ в пределах категории С1, где подсчет и утверждение запасов проведено по пробуренным скважинам. Здесь отклонение расчетных балансовых запасов, от утвержденных немного более 2%, что подтверждает корректность геологического моделирования.

Таблица 1.2.1 Сопоставление начальных балансовых запасов и подсчетных параметров, утвержденных и полученных на созданной модели Игольско-Талового месторождения

Площадь

Пласт

Категория

Объем нефтенасыщенных

К пористости,

К нефтен.,

Начальные балансовые

Отклонение расчетных



запасов

пород, тыс. м3

доли ед.

доли ед.

запасы нефти, тыс.т

от утвержденных




утвержденные

моделированные

утвержденные

моделированные

утвержденные

моделированные

утвержденные

моделированные

балансовых запасов

Игольская

Ю12

В+С1

654602

652970

0.180

0.174

0.640

0.650

51293

48695

5.0%


Ю1МУ

С1

24712

24824

0.170

0.161

0.540

0.546

1520

1552

2.1%



С12

101506

72277

0.160

0.157

0.530

0.498

6028

4015

33.4%

Таловая

Ю12

С12

334254

286138

0.179

0.18

0.691

0.682

32801

31709

3.3%


Основные выводы

Обобщая всю собранную геологическую информацию по Игольско-Таловому нефтяному месторождению, следует отметить, что в целом на данной стадии разработки, месторождение имеет высокую степень изученности.

Изучение особенностей геологического строения месторождения велось планомерно на протяжении всего периода эксплуатации. Проведенные сейсморазведочные работы покрывают исследуемую площадь высокой плотностью сети наблюдений (до 1.8 погонных км/км2). Эксплуатационное разбуривание Игольской площади месторождения проведено более чем на ѕ. Высокий процент (более 95%) оцифрованного и переобработанного материала по ГИС среди пробуренного фонда, использован при создании трехмерной геологической модели. Характеристики и свойства коллекторов, а также состав флюидов на исследуемых площадях аналитически исследованы в достаточно полной мере для разрабатываемого пласта Ю12 Игольской площади. Нижележащий пласт Ю1МУ Игольской площади и пласт Ю12 Таловой площади менее освещены информацией. Недостаток изученности этих залежей должен быть компенсирован, проводимыми в процессе разработки дополнительными исследованиями для получения требуемых параметров, позволяющих переводить запасы в промышленные категории.

В целом выполненные геологические построения, основанные на информации, являются основой для последующих гидродинамических расчетов и обоснования технико-экономических вариантов разработки месторождения в целом.

1.3    Геологическое строение района

.3.1   Стратиграфия

Геологический разрез Игольско-Талового месторождения слагается (снизу) образованиями фундамента доюрского возраста, несогласно перекрываемыми отложениями осадочного чехла. Расчленение мезокайнозойского разреза проведено по материалам ГИС по общепринятой для юго-востока Западной Сибири стратиграфической схеме, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 году в г.Тюмени, уточнявшейся и дополнявшейся в последующие годы. При расчленении разреза использованы реперные геолого-геофизические горизонты регионального и зонального уровня. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен в графическом приложении № 1. Литологическое описание разреза выполнено по результатам бурения разведочных скважин на Игольско-Таловом и Карайском месторождениях, а также использованы данные по соседним площадям.

Палеозойская эра- Pz

На Игольско-Таловом месторождении отложения палеозойской группы вскрыты в скважинах 1 и 2 Игольских и 17 Таловой. Глубины вскрытия различные - 3207,3186 и 3335м.

Литологически вскрытые породы представлены эффузивами, дацит-андезитовыми порфиритами, кварцевыми диоритами интенсивно карбонатизированными, долеритами.

Вскрытая толщина палеозойских отложений составляет 105м.

Мезозойская эра- Mz

Триасовая система- Т

Рисунок 1.2.4 Геологический разрез продуктивных отложений Игольско-Талового месторождения

Отложения триасовой системы на Игольско-Таловом месторождении выделяются по данным скважин 1, 2 Игольских и 5, 17 Таловых.

По внешним признакам и литолого-фациальному составу отложения триаса не отличаются от вышележащих отложений тюменской свиты, поэтому интервалы их залегания в разрезе скважин можно выделить только условно.

По литологическому составу отложения триаса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. По разрезу встречаются прослои углей. В скважине 2 Игольской определялся комплекс спор и пыльцы, который позволяет вмещающие породы отнести к средне-позднетриасовому возрасту (Ткачева Л.Г.).

Юрская система

Нижне-среднеюрский отдел

Байос-батский ярус

Тюменская свита

Тюменская свита слагается частым переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников преимущественно серых и темно серых и углей. Осадки свиты формировались в континентальных условиях.

Толщина отложений тюменской свиты составляет 284-384м.

Верхнеюрский отдел

Келловей-оксфордский ярус

Васюганская свита

Отложения свиты залегают трансгрессивно на отложениях тюменской свиты. По литологическим особенностям васюганская свита разделяется на две подсвиты: нижневасюганскую, преимущественно глинистую, и верхневасюганскую, преимущественно песчаную. Формирование отложений свиты происходило в морских, прибрежно-морских условиях, возможно, с перерывами или кратковременными переходами в континентальные условия в верхней ее части.

В кровле свиты почти повсеместно залегают маломощные песчаники барабинской пачки. Песчаники глауконитовые, зеленоватые, обладают повышенной радиоактивностью. Толщина пачки не превышает 3м.

В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю1: пласты Ю12 и Ю1МУявляются промышленно нефтеносными в пределах игольской площади и пласт Ю12 в пределах Таловой. Толщина свиты изменяется от 69 до 117 м.

Киммериджский ярус

Георгиевская свита-J3 gr

Георгиевская свита на месторождении распространена отдельными участками, представлена темносерыми, темными, плотными аргиллитами. Формирование отложений свиты происходило в условиях начала трансгрессии кимериджского моря. Средняя толщина свиты 4-8 м.

Волжский ярус

Баженовская свита- J3 bg

В пределах месторождения отложения баженовской свиты залегают на отложениях васюганской либо георгиевской свит и формировалась в условиях максимальной трансгрессии. Отложения свиты представлены темно-бурыми до черных битуминозными аргиллитами плитчатыми, плотными, с остатками детрита. Эти отложения являются хорошим маркирующим горизонтом. Толщина свиты - 26-31м.

Вышележашие меловые отложения (куломзинская, тарская, киялинская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты), палеогеновые и четвертичные отложения представлены терригенным песчано-глинистым разрезом, согласно перекрывающим юрские породы.

Меловая система - К

Меловая система является наиболее значительной по толщине (1830-2060м) осадочных пород в составе платформенных отложений. Представлена она всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отделов. В составе системы выделяется восемь свит.

Палеогеновая система - Р

Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу вверх): талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен) и чеганская (в.эоцен+н.олигоцен), а континентальная толща выделяется в некрасовскую серию (ср.+ верх, олигоцен). Общая толщина палеогеновых отложений составляет 290-300м.

Четвертичные отложения - Q

Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевритами и песками. Толщина отложений - 30-50м.

1.3.2 Тектоника

Согласно «Тектонической карте мезозойско-кайнозойского чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты» месторождение приурочено к Игольскому куполовидному поднятию, положительной структуре второго порядка, расположенной в южной части Нюрольского прогиба. Структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку размером 55х25-15 км и амплитудой 75м. Поднятие оконтуривается сейсмоизогипсой по отражающему горизонту IIа -2680 м и расчленяется на две локальные складки четвертого порядка - Игольскую и Таловую. Отделенные друг от друга неглубокой седловиной (10-15м). Наиболее крупной из них является Игольская брахиантиклиналь северо-восточного простирания, размером 25х15км и амплитудой 65м (по изогипсе-2680 м). Она состоит из двух куполов: юго-западного - размером 12,8х11,2км и северо-восточного - размером 7,2х3,3км. Их амплитуды по изогипсе отражающего горизонта IIа -2650м составляют 35м. Таловая структура имеет северо-западное простирание, по изогипсе 2680м разделяется на две складки: северо-западную брахиантиклиналь размером 15х9км с максимальной амплитудой 30 метров и юго-восточную антиклинальную складку субмеридионального простирания размером 8х5км с амплитудой 15 метров.

Изучение особенностей геологического строения месторождения планомерно велось на протяжении всего периода эксплуатации. Так в период с 1985 по 1993 г.г. после проведения сейсморазведочных работ МОГТ ОАО“Сибнефтегеофизика” было выполнено в объеме более 800 п.км., что позволило увеличить плотность сети наблюдений до 1.8 пог. км/км2. Эксплуатационное разбуривание месторождения так же позволило значительно уточнить структурный план месторождения. Были составлены структурные карты по отражающему горизонту IIa ОАО. В 1999г. отделом сейсморазведки института ОАО “ТомскНИПИнефть ВНК” была построена структурная карта по кровле васюганской свиты Игольской части месторождения, а в 2002г. уточнены структурные построения Талового участка.

1.3.3 Нефтеносность

Игольско-Таловой площади связана с регионально нефтеносным горизонтом Ю1 васюганской свиты. В кровле свиты почти повсеместно залегают песчаники барабинской пачки. Песчаники глауконитовые, зеленоватые, обладают повышенной радиоактивностью. Толщина пачки не превышает 3 м. В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю1: Ю14, Ю13, Ю1МУ, Ю12, из которых два пласта Ю1210 по старой индексации) и Ю1МУ являются промышленно нефтеносными.

Нефтеносность пласта Ю1му была выявлена в процессе эксплуатационного разбуривания. Пласт имеет ограниченное распространение в южной части Игольской структуры. Кроме того, как коллектор, замещается в центральной части зоны распространения, поэтому залежь имеет форму кольца. Размеры залежи составляют 8,3Х1,7- 4,8км, высота - 55м.

Опробование пласта Ю1му проведено в скважинах 2Р, 9Р, 271. При опробовании разведочных скважин 2 и 9 (на стадии поисково-разведочного бурения) были получены: приток жидкости (нефть+пл.флюид) - 2,42 м3/сут. (Hдин-1977м) из них 20% нефти (скв.2) и приток нефти с водой 0,569 м3/сут (Ндин.= 1493 м ), из них нефти 68,3% в скважине 9 (результаты испытаний представлены в таблице 1.3.3.1). При испытании в эксплуатационной скважине 271 из интервала 2757,6-2764,6м (-2624-2631м) получен приток нефти дебитом 8,1 м3/сут.

При бурении эксплуатационных скважин основного объекта (пласта Ю12) вскрывая пласт Ю1МУ практически повсеместно обнаруживается отсутствие коллектора. Так из 48 пробуренных скважин при строительстве кустов №№ 26 и 33 только в четырех (№№ 232, 253, 415, 1147) по материалам интерпретации ГИС пласт Ю1МУ представлен проницаемыми песчаниками, причем в двух последних - водонасыщенным.

Перечисленные факты свидетельствуют, что пласт Ю1МУ имеет сложное литологическое строение. Замещение песчаного тела глинистыми разностями происходит даже на незначительном расстоянии. В результате этого при подготовке материалов для подсчета запасов нефти по пласту 3/4 запасов отнесены к категории С2, а по результатам дальнейшего вскрытия пласта доля зоны отсутствия коллектора увеличивается, что приводит к значительному уменьшению площади, относимой к данной категории запасов.

В зоне развития коллекторов пласт, по описанию керна, представлен песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, средней крепости, слоистыми за счет присутствия растительного детрита. Сравнивая с вышележащим пластом Ю12, данный пласт обладает более низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Таблица 1.3.3.1 - Результаты испытания разведочных скважин



Интервал

Вид

Интервал

Дебит

Депрес-

Диаметр

 

№ скв.

Пласт

залегания, м

опробования

опробования,м

Нефти

Воды

Газа

сия,

штуцера,

 



глубина


глубина

м3/сут

м3/сут

тыс.м3/сут

МПа

мм

 



абс.отм.


абс.отм.



сут.



 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

 

2

Ю1му

2758,6-2771,4

ПКС-80,85

2760-2773

0.48


Ндин-1977



 



2636,4-2647,4


2636,4-2649,3






 


Ю12

2753,2-2756,4

ПКС-80,

2740,0-2757,0

46

-

2.2

-

8

 



2629,6-2632,8

ПК - 85

2617,4-2633,4






 

3

Ю12

2760,8-2764,6

ПК - 105

2760,0-2765,0

19

-

1

-

6

 



2647,0-2650,8


2646,2-2651,2






 




ПК - 105

2800,0-2804,0

-

10.6

Ндин=1452

-


 





2686,2-2690,2






 

Ю12

2752,0-2756,4

ПК - 105

2750,0-2758,0

81

-

4.6

-

8

ПКС-105

2643,5-2651,5






 




ЗПКС-80

2762,0-2766,0

-

вода

-

-


 





2655,5-2659,5






 





2770,0-2777,0






 





2663,0-2670,0






 

Ю12

2754,8-2761,4

ПК - 105 ,

2754,0-2760,6

52.9

-

3

-

8

 



2638,6-2645,2

ПКС-80

2637,8-2644,4






 

6

Ю12

2776,4-2778,8

ПК - 105

2776,0-2781,0

"с у х о"



-


 



2673,4-2675,8


2673,0-2678,0






 

7

Ю12

2801,8-2802,8

ПК - 105

2800,0/-2804,0/

6.4

-

-

-

3

 



2669,6-2670,6


2667,8-2671,8






 

Ю12

2716,8-2721,2

ПК - 105,

2716,0-2722,0

58.7

-

3.3

-

8

 



2620,2-2624,6

ПКС-80

2619,4-2625,4






 

9

Ю12

2782,2-2783,6

ПКС-105

2791,0-2796,0

3.6

-

-

-

3

 



2650,1-2651,5


2658,9-2663,9






 


Ю1му

2781-2784

ПК - 105

2781,0-2785,0

0.36

0.16

Ндин-1493

-


 



2646,8-2650,8


2648,9-2652,9






 

10р

Ю12

2749,6-2753,2

ПК - 105,

2747,0-2754,0

47

-

2.6

8.8

8

 



2633,1-2636,7

ПКС-80

2630,5-2637,5






 





2844,0-2851,0

-

19

Ндин-1242


-

 





2727,5-2734,5






 

11р

Ю12

2808,0-2814,4

ИП, ΔР=14,3

2787,0 -2818,0

-

0.14

-


-

 



2699,2-2705,6

t=50мин

2678,-2709,2






 

12р

Ю12

2762,8-2768,8

ПК - 105,

2761,8-2770,0

8.9

-

0.2

18.6

4

 



2670,2-2676,2

ПКС-80

2669,2-2677,4






 

13р

Ю12

2797,0-2804,4

ПК - 105,

2794,8-2805,6

59.8

-

2.8

18.6

8



2665,9-2673,3

ПКС-80

2663,7-2674,5






14р

Ю12

2813,8-2820,4

ПК - 105

2812,0-2816,0

2.12

22.9

Ндин=876





2694,0-2700,6


2692,2-2696,2






15р

Ю12

2805,6-2814,4

ПК - 105

2805,0-2810,0

-

45.9

Ндин=658





2684,9-2693,7


2684,3-2689,3










2805,0-2810,0

-

4.5

Ндин=130







2684,3-2689,3






16р

Ю12

2822,8-2826,0

ИП, ΔР=13,9

2811,0-2830,0

-

0.22

-





2698,3-2701,5

t=30мин

2686,3-2705,5






18р

Ю12

2810,8-2815,2

ПК - 105

2810,0-2813,0

4

2.3

Ндин=1063





2681,8-2686,2


2681,0-2684,0






20р

Ю12

2875,0-2876,0

ИП, ΔР=13,8

2866,0-2878,0

"с у х о"







2745,1-2746,1

t=50мин

2736,0-2748,1






23р

Ю12



2739,0-2782,0

19

-

1


6





2609,0-2652,0






24р

Ю12

2784,8-2789,6

ПКС - 80

2783,0-2787,0

7.24

0.76

-


4



2673,2-2678,0


2671,4-2675,4






25р

Ю12

2796,0-2798,8

ЗПКО- 73,

2795,0-2800,0

46.6

-

2.3


8



2669,2-2672,0

ЗПКО-89

2668,2-2673,2






26

Ю12

2801,6-2806,3

ПК - 105

2801,0-2809,0

55.8




8



2671,8-2676,0


2671,2-2679,0







При подсчете запасов водонефтяной контакт при испытании не был вскрыт. Поэтому он условно принимался по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 9 на абсолютной отметке -2661м. По данным интерпретации ГИС в скважине 386 пласт водонасыщен, а кровля вскрыта на отметке -2663м, что не противоречит условно принятому ВНК.

По результатам эксплуатационного бурения впервые в 2000 году на Игольско-Таловом месторождении по пласту Ю1МУ подготовлены промышленные запасы нефти категории С1, а также запасы нефти категории С2 с учетом эксплуатационных и разведочных скважин 9 и 2, которые были приняты для расчетов (таблица 1.3.3.2).

Песчаники пласта Ю12 Игольской площади выдержаны в целом по площади месторождения и имеют сложную литолого-физическую характеристику, как по площади, так и по разрезу. Детальным изучением особенностей строения нефтяного пласта Ю12 Игольской площади занимались многие исследователи. По комплексу литологических и морфологических признаков коллектора, была создана геологическая модель продуктивного резервуара, которая достаточно хорошо описывается седиментационной обстановкой свойственной барам дальней зоны. С позиции принятой модели в теле коллектора, аналогично барам дальней зоны, отмечается наличие внутрирезервуарных латеральных экранов (аккреционных поверхностей), которые представлены прослоями карбонатизированных песчаников. По характеру их площадного распространения было выделено два типа. Первый сложен относительно “однородными” коллекторами. Во втором присутствует серия прослоев карбонатизированных песчаников, наличие которых позволяет отнести этот тип разреза к “слоистому”.

Лабораторией нефтегазопромысловой геофизики института ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» были выполнены определения типов коллекторов и их фильтрационных характеристик в разрезе продуктивного пласта Ю12 Игольской площади. Авторами выделено три литологических типа коллекторов.

Первый тип коллектора обычно приурочен к кровельной части пласта, представлен мелко-среднезернистыми песчаниками слабоглинистыми, известковистыми, иногда в разрезе отдельных скважин встречаются песчаники крупнозернистые без глинистых и известковистых разностей [8].

Таблица 1.3.3.2 - Запасы нефти и растворенного газа, принятые для расчетов

Пласт

Категория

Запасы нефти,тыс.т

Запасы растворенного газа, млн.м3


запасов

балансовые

извлекаемые

балансовые

извлекаемые

1

3

4

5

6

7







Ю12 Игольской

В+С1

51293

26415

4145

2135

Ю12 Таловой

С12

32801

13777

1712

719

Итого по Ю12

В+С1+ С2

84094

40192

5682

2854

Ю1МУ Игольской

С12

4061

1687

336

94

Месторождение в целом

В+С1+ С2

88155

41879

6018

2948



Второй тип коллектора чаще всего приурочен к подошвенной части продуктивного пласта и представлен: песчаниками мелкозернистыми, крепко сцементированными, с прослоями известняков; слоистость породы обусловлена переслаиванием известковистых и глинистых разностей, а также чередованием алевролито-песчаников с песчано-глинистыми и глинисто-песчаными алевролитами.

Третий тип коллектора выделяется в связи с тем, что в неоднородных разрезах встречается значительное количество карбонатных прослоев, - разуплотненный тип, который, как правило, приурочен к кровельной или подошвенной части карбонатных прослоев.

В разрезах продуктивных пластов встречаются как все типы коллекторов, так и усеченные разрезы. Улучшение коллекторских свойств пласта происходит от подошвы к кровле. В большинстве скважин переход от одного типа к другому происходит не через глинистые разделы, а с постепенным ухудшением коллекторских свойств.

Практически для всех скважин, охарактеризованных керном, в коллекторах Игольско-Талового месторождения карбонатизация получила достаточно широкое развитие. По данным промысловой геофизики в объеме продуктивного пласта отмечается наличие плотных карбонатизированных песчаных прослоев.

Гипсометрически пласт вскрыт на абсолютных отметках 2598,55 - 2707,39 м. Размеры залежи 25х6-15км, высота 62-68м. В разведочных скважинах (таблица 1.3.3.1) дебиты нефти составляют 8,9м3/сут. (скв. № 12), 36,7м3/сут (скв. № 5) на 4мм штуцере. В эксплуатационных скважинах от 4,2 до 46,2 т/сут на 4мм штуцере. В то время как, максимальные дебиты эксплуатационных скважин после проведения интенсификации притоков (проведение ГРП, заглубление насосов) превышали 200т/сут. Начальное пластовое давление находилось в пределах 27,6- 28,6МПа.

Водонефтяной контакт вскрыт разведочными скважинами №№ 18 и 24 Игольской площади, где получены притоки нефти с водой (нефти-4,0м3/сут, воды-2,3м3/сут) на динамическом уровне 1063 м в скважине № 18 и 7,2м3/сут нефти и 0,8м3/сут воды на 4мм штуцере в скважине №24.

При утверждении запасов УВ в ГКЗ водонефтяной контакт принят на С-З склоне залежи в районе скважины № 18 на абсолютной отметке -2682 м, а на Ю-В борту залежи в районе скважины №24 на абсолютной отметке -2676 м.

В пределах Талового участка залежь нефти в пласте Ю12 вскрыта скважинами 1,2,3,7,6,26. После проведения детализационных сейсмических работ Игольская и Таловая структуры разъединились по сейсмоизогипсе -2680 м. Ранее эта сейсмоизогипса была оконтуривающей для этих структур.

Результаты бурения скважины №26 в 1986 году подтвердили структурные построения по залежи Таловой площади. Пласт Ю12 скважиной вскрыт в интервале 2802,4 -2806,8м (а.о.-2662,8 -2667,2м). Опробование пласта проведено в интервале 2801-2809м (а.о.-2661,4-2669,4м). При этом получен приток нефти дебитом 55,8м3/сут через 8мм штуцер. Кроме того из пласта отобран керн, по которому определены коллекторские свойства: пористость 17,2%, проницаемость 46,9%. Эти данные позволили перевести запасы нефти из категории С2 в категорию С1.

Продуктивный пласт Ю12 в пределах Таловой залежи представлен песчаниками мелко-среднезернистыми, среднесцементированными, полимиктовыми.

Водонефтяной контакт на Таловой залежи условно принят по кровле водоносной части пласта в скважине 11(а.о -2682м) и по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 7 (а.о.-2683м). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,4м до 5,79м (таблица 1.3.3.3). Опробование пласта проведено во всех скважинах. Наиболее продуктивными являются скважины 3 и 26, где дебиты нефти составили 45,8м3/сут и 55,8м3/сут соответственно на 8мм штуцере. Залежь нефти пластовая сводовая. Размеры залежи составляют 12х6-11км, амплитуда 33м.

Структурные постороения по продуктивным пластам Игольско-Талового месторождения основываются на всех вышеперечисленных исследованиях и с учетом результатов эксплуатационного бурения проведенного до октября 2003 года. Так структурная карта по кровле пласта Ю12 , а по кровле пласта Ю1МУ в зоне развития коллекторов на Игольской площади.

Средние значения общей, эффективной толщины продуктивных пластов месторождения и толщин непроницаемых пропластков рассчитывались как среднеарифметические значения. Нефтенасыщенная толщина нефтяной и водонефтяной зон рассчитывалась как средневзвешенная с учетом площади распространения обозначенных зон. Результаты расчетов характеристик толщин продуктивных пластов приведены в таблице 1.3.3.3.

Таблица 1.3.3.3 - Характеристика толщин продуктивных пластов



Зоны пласта

По пласту

Толщина

Наименование

нефтяная

водонефтяная

в целом



зона

зона


1

2

3

4

5

пласт Ю12

Игольская площадь


Среднее значение, м

5.2

6.3

5.3

Общая

К-т вариации, доли ед.

0.2

0.2

0.2


Интервал изменения, м

1,8-10,59

4,19-8,16

1,8-10,59







Средневзвешенное





значение, м

3.1

2.4

3.0

Нефтенасыщенная

К-т вариации, доли ед.

0.2

0.4

0.3


Интервал изменения, м

0,7-7,0

1,42-4,21

0,7-7,0







Среднее значение, м

4.0

4.7

4.0

Эффективная

К-т вариации, доли ед.

0.3

0.2

0.3


Интервал изменения, м

2,79-6,71

0,7-7,9







Среднее значение, м

1.4

1.7

1.4

Непроницаемых

К-т вариации, доли ед.

0.5

0.6

0.5

разделов

Интервал изменения, м

0,39-5,06

0,6-3,78

0,39-5,06

Таловая площадь


Среднее значение, м

4.7

-

4.4

Общая

К-т вариации, доли ед.

0.3

-

0.4


Интервал изменения, м

3,19-6,79

-

1,2-7,99


Средневзвешенное





значение, м

3.9

2.4

3.6

Нефтенасыщенная

К-т вариации, доли ед.

0.3

-

0.3


Интервал изменения, м

2,4-5,79

-

2,4-5,79


Среднее значение, м

4.1

-

3.5

Эффективная

К-т вариации, доли ед.

0.3

-

0.3


Интервал изменения, м

2,4-5,79

-

1,2-6,39


Среднее значение, м

0.9


1.3

Непроницаемых

К-т вариации, доли ед.

0.2


0.6

разделов

Интервал изменения, м

0,8-1,2


0,8-3,0

пласт Ю1МУ

Игольская площадь


Среднее значение, м

7.0

-

5.9

Общая

К-т вариации, доли ед.

0.4

-

0.5


Интервал изменения, м

2,38-12,8

-

0,39-12,8


Средневзвешенное





значение, м

4.6

-

4.6

Нефтенасыщенная

К-т вариации, доли ед.

0.4

-

0.4


Интервал изменения, м

2,37-10,6

-

2,37-10,6


Среднее значение, м

5.8

-

5.8

Эффективная

К-т вариации, доли ед.

0.4

-

0.4


Интервал изменения, м

2,37-10,6

-

2,37-10,6


Среднее значение, м

1.8

-

3.2

Непроницаемых

К-т вариации, доли ед.

0.6

-

0.7

разделов

Интервал изменения, м

0,8-5,23

-

0,39-7,54


Общая толщина пласта Ю12 Игольской площади в нефтяной зоне пласта изменяется в пределах от 1,8 до 10,59м (среднее значение 5,2м), нефтенасыщенная от 0,7-7,8м (средневзвешенное значение 4,0м), эффективная от 0,7-7,8м (среднее значение 4,0 м). В водонефтяной зоне среднее значение общей толщины составляет 6,3м, при интервале изменения 4,19-8,16м, а эффективной - 4,7м (интервал изменения 2,79-6,71м). В то время как, средневзвешенное значений нефтенасыщенной толщины в зоне распространения водонефтяной части площади равно 2,4м, при интервале изменения 1,42-4,21 м. В целом по пласту общая толщина пласта составляет 5,3м, изменяясь в пределах от 1,8 до 10,59м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,0м, изменяясь от 0,7 до 7,9м. Эффективная толщина пласта Ю12 Игольской площади в целом по пласту составила 4,0м, при интервале изменения 0,7-7,9м, толщина непроницаемых разделов в среднем составляет 1,4 м, изменяясь в интервале 0,39-5,06м.

Пласт Ю12 Таловой площади. Общая толщина в нефтяной зоне 4,7м, изменяясь в интервале 3,16-6,79м, а в целом по пласту составляет 4,4м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составило 3,9м, при интервале изменения 2,4-5,79м. Эффективная толщина в нефтяной зоне в среднем составляет 4,1м, а в целом по пласту 3,5 изменяясь от 1,2м до 6,39м. Толщина непроницаемых разделов в нефтяной зоне меньше, чем в целом по пласту. В нефтяной зоне она составила в среднем 0,9м, а по пласту в целом 1,3м.

Пласт Ю1МУ Игольской площади, также не вскрыт в водонефтяной зоне. Общая толщина пласта в нефтяной зоне составляет 7,0м, а в целом по пласту 5,9м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,6м, изменяясь от 2,37м до 10,6м. Эффективная толщина в среднем в нефтяной зоне и по пласту в целом равна 5,8м, минимальное значение равно 2,37м, а максимальное 10,6м. Толщина непроницаемых разделов составляет в среднем: в нефтяной зоне 1,8м, а по пласту в целом 3,2м.[8]

1.4    Петрофизическая характеристика продуктивных пластов Игольско-Талового месторождения

Переинтерпретация промыслово-геофизических исследований в скважинах Игольско-Талового месторождения проведена более чем в 95% эксплуатационных и разведочных скважин. Такое значительное количество результатов позволили рассчитать статистические показатели характеристик неоднородности: коэффициент песчанистости и коэффициент расчлененности пластов месторождения (таблица 1.4.1).

Как очевидно, рассчитанные коэффициенты показывают, что выявить наиболее неоднородный по строению среди всех продуктивных пластов невозможно. Так пласт Ю12 Игольской площади имеет наименьший коэффициент песчанистости показывающий, что в разрезе пласта доля непроницаемых прослоев занимает у него большую часть, чем у остальных пластов, в тоже время он обладает и наименьшим коэффициентом расчлененности, показывающим его наибольшую однородность, по сравнению с другими. Кроме того, различная плотность наблюдений не позволяет провести адекватную оценку неоднородности пластов.

Таблица 1.4.1 - Статистические показатели характеристик неоднородности

Пласт

Площадь

Количество скважин

Коэффициент песчанистости, д. ед.

Коэффициент расчлененности, д. ед.




Среднее значение

Коэффициент вариации

Интервал изменения

Среднее значение

Коэффициент вариации

Интервал изменения

Ю12










Игольская

339

0.762

0.185

0,333-1,0

1.165

0.344

1,0 -3,0


Таловая

13

0.820

0.210

0,375-1,0

1.571

0.340

1,0-2,0

Ю1










Игольская

30

0.819

0.223

0,205-1,0

1.333

0.594

1,0-3,0


Коллекторские свойства пласта Ю12 Игольской площади определялись по результатам лабораторного исследования керна, гидродинамическим и промыслово-геофизическим исследованиям. При интерпретации данных промыслово-геофизических исследований для получения наиболее достоверных значений расчет проводился по пропласткам, имеющим толщину два и более метра. Для определения коллекторских свойств пласта были использованы критические значения коллектора Кп³0,11, Кпр³1,62мД. В результате чего значительная часть определений осталась неучтенной. Тем не менее, при определении коэффициента открытой пористости, где в качестве основного метода использовались данные НКТ, полученные значения имеют удовлетворительную сходимость, как между собой, так и с определениями по керну. Так определения по керну коэффициента открытой пористости проводились в 30 скважинах (463 определение), интервал изменения коэффициента открытой пористости 13-19,5%, а определенного по ГИСу-13,9-20,3% (таблица1.4.2). Среднее значение коэффициента открытой пористости пласта Ю12 в пределах Игольской площади при подсчете запасов, прошедших утверждение в 2003 году в ГКЗ, составляет 18%.

Проницаемость продуктивного пласта Ю12 Игольской площади определялась по данным гидродинамических, геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну. Определение коэффициента проницаемости по керну из нефтенасыщенной части коллектора проводилось по 332 образцам. Интервал изменения проницаемости этих образцов составляет 2,0-85,8 мкм2*10-3. Среднее значение 32,85мкм2*10-3. По результатам гидродинамических исследований в 24 скважинах проведенных в период с 1978 по 1999 гг. среднее значение проницаемости составляет 20.5мкм2*10-3, при интервале изменения параметра 1.0-97.0мкм2*10-3. Материалы интерпретации ГИС дают наиболее достоверную информацию, т.к. во-первых, рассматривается значительная часть фонда скважин (343 скв.), а во-вторых, проницаемость пласта оценивается в зависимости от пористости, при непосредственной увязке с данными лабораторных исследований керна. В результате чего, количество учтенных определений, при расчете среднего значения (43,01мкм2*10-3), составило 361. Диапазон изменения коэффициента проницаемости рассчитанного по геофизическим данным составляет 9,0-81,8 мкм2*10-3 (таблица 1.4.2).

Таблица 1.4.2 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности



Параметры

Вид

Наименование

Проницаемость,

К-т открытой

К-т нач.

исследований


мкм2*10-3

пористости,

н/насыщeн-




%

ности,%

1

2

3

4

5

Пласт Ю12

Игольская площадь

Лабораторные

Кол-во скважин

30

30

11

исследования керна

Общее кол-во определений

332

463

142


Среднее значение

32.85

17.00

68.5


Интервал изменения

2,0-85,8

13,0-19,5

57,0-77,0

Геофизические

Кол-во скважин

343

343

339


Общее кол-во определений

361

361

356


Среднее значение

43.01

18.00

68.47


Интервал изменения

9,0-81,8

13,9-20,3

43,0-88,0

Гидродинамические

Кол-во скважин

24

-

-


Общее кол-во определений

24

-

-


Среднее значение

20.5

-

-


Интервал изменения

1,0-97,0

-

-

Таловая площадь

Лабораторные

Кол-во скважин

10

10

5

исследования керна

Общее кол-во определений

64

71

40


Среднее значение

22.77

17.00

65.78


Интервал изменения

7,7-46,9

15,4-19,7

51,5-78,9

Геофизические

Кол-во скважин

13

13

9


Общее кол-во определений

25

25

15


Среднее значение

32.05

17.04

68.17


Интервал изменения

15,2-75,1

15,2-20,0

63,0-76,0

Гидродинамические

Кол-во скважин

8

-

-


Общее кол-во определений

10

-

-


Среднее значение

24.10

-

-


Интервал изменения

4,5-100,2

-

-

пласт Ю1

Игольская площадь

Лабораторные

Кол-во скважин

1

1

1

исследования керна

Общее кол-во определений

5

14

5


Среднее значение

1.52

14.30

54.0


Интервал изменения

0,5-2,2

12,6-18,9

48,7-58,9

Геофизические

Кол-во скважин

24

24

23


Общее кол-во определений

51

51

49


Среднее значение

6.48

16.52

52.40


Интервал изменения

1,3-27,8

12,7-20,0

41,0-69,1

Гидродинамические

Кол-во скважин

-

-

-


Общее кол-во определений

-

-

-


Среднее значение

-

-

-


Интервал изменения

-

-

-


Статистический анализ результатов определения проницаемости по скважинам различными методами (по керну, по ГИСу и по гидродинамическим исследованиям) показал (таблица 1.4.3), что наибольшее число скважин (рисунок 1.4.1) попало в интервал значений проницаемости от 10 до 30 и от 30 до 100 мД. Кроме того, отчетливо видно, что наибольшее число определений проницаемости приходится на результаты интерпретации геофизических данных и 87,1% определений попадает в интервал от 30 до 100мД.


Интервал

По геофизическим

По гидродин.-ким

По данным лаборатор-

изменения

исследованиям

исследованиям

ного изучения керна

п/п

проницаемости,

число

% от обще-

число

% от обще-

число

% от обще-


мД

случаев

го числа

случаев

го числа

случаев

го числа

1

2

3

4

5

6

7

8

Пласт Ю12 Игольской площади

1

1,0-3,0

0

0.0

1

4.2

1

3.3

2

3,0-10,0

1

0.5

9

37.5

2

6.7

3

10,0-30,0

25

12.4

10

41.7

15

50.0

4

30,0-100,0

176

87.1

4

16.7

12

40.0

5

100,0-200,0

0

0.0

0

0.0

0

0.0


Всего

202

100

24

100.0

30

100.0

Пласт Ю12 Таловой площади

1

1,0-3,0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

2

3,0-10,0

0

0.0

3

37.5

2

20.0

3

10,0-30,0

6

54.5

3

37.5

6

60.0

4

30,0-100,0

5

45.5

1

12.5

2

20.0

5

100,0-200,0

0

0.0

1

12.5

0

0.0


Всего

11

100.0

8

100.0

10

100.0

Пласт Ю1МУ

1

1,0-3,0

9

37.5

-

-

1

100.0

2

3,0-10,0

12

50.0

-

-

0

0.0

3

10,0-30,0

3

12.5

-

-

0

0.0

4

30,0-100,0

0

0.0

-

-

0

0.0

5

100,0-200,0

0

0.0

-

-

0

0.0


Всего

24

100.0

-

-

1

100.0


Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю12 Игольской площади определенный по керновому материалу на 142 образцах из 11 скважин составляет 68,5%. По данным интерпретации каротажных диаграмм материалов ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по 356 прослоям из 339 скважин, диапазон изменения параметра 43,0-88,0%, что в среднем составляет 68,47 %.

Коэффициент открытой пористости пласта Ю12 Таловой площади определялся по геофизическим и лабораторным исследованиям керна. Освещенность хорошая при данной степени разбуренности площади. Исследования керна проводились в 10 скважинах по 71 образцу, интервал изменения коэффициента открытой пористости составил от 15,4 до 19,7%, в среднем - 17,0%. По материалам интерпретации геофизических исследований в 13 скважинах по 25 пропласткам средневзвешенное значение пористости по мощности составило 17,04%, при интервале изменения 15,2-20,0%.

Проницаемость продуктивного пласта Ю12 Таловой площади определялась по данным гидродинамических, геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну. Коэффициент проницаемости по керну из нефтенасыщенной части коллектора исследовался по 64 образцам из 10 скважин. Интервал изменения проницаемости этих образцов составляет 7,7-46,9 мкм2*10-3. Среднее значение составило 22,77мкм2*10-3. По результатам гидродинамических исследований в 8 скважинах среднее значение проницаемости составляет 24,1мкм2*10-3, при интервале изменения параметра 4,5-100,2мкм2*10-3. Диапазон изменения коэффициента проницаемости рассчитанного по материалам интерпретации геофизических исследований в 13 скважинах составляет 15,2-75,1 мкм2*10-3, при среднем значении 32,05 мкм2*10-3 (таблица 1.4.2).

Статистический анализ результатов определения проницаемости по керну, ГИСу и гидродинамическим исследованиям в скважинах Таловой показал, что наибольшее число скважин попало в интервал значений проницаемости от 10 до 30 и немного меньше в интервал от 30 до 100 мД.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю12 Таловой площади определялся по керну и данным геофизических исследований. Нефтенасыщенность по керну изменяется от 51,5 до 78,9% и в среднем составляет 65,78%. По данным интерпретации геофизических материалов 9 разведочных скважин Кн изменяется от 63,0 до 76,0%, а среднее значение составляет 68,17%.

Коллекторские свойства пласта Ю1МУ возможно оценить лишь по результатам лабораторного исследования керна и промыслово-геофизическим исследованиям (таблица 1.4.2). Определения коэффициента открытой пористости по керну проводились в одной скважине (14 определений), средневзвешенное значение пористости составило 14,3%. По геофизическим исследованиям пористость пласта Ю1МУ изменяется от 12,7 до 20,0, среднее значение составляет 16,52%.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю1МУ определенный по керновому материалу на 5 образцах из разведочной скважины №2 в среднем составил 54%. По данным интерпретации каротажных диаграмм материалов ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по 49 прослоям из 23 скважин. Диапазон варьирования параметра находится в пределах 41,0-69,1%. Среднее значение составляет 52,4% (таблица 1.4.2).

Проницаемость продуктивного пласта Ю1МУ определялась по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну (по 1 скважине). Лабораторное определение коэффициента проницаемости на керне проведено по 5 образцам. Интервал изменения проницаемости этих образцов от 0,5 до 2,2 мкм2*10-3. Среднее значение 1,52мкм2*10-3. По материалам интерпретации ГИС количество определений, при расчете среднего значения, составило 51 значение. Диапазон изменения коэффициента проницаемости определенного по геофизическим данным составляет 1,3-27,8 мкм2*10-3, что в среднем составило 6,48мкм2*10-3 (таблица1.4.2).

Статистический анализ результатов определения проницаемости по скважинам вскрывших пласт Ю1МУ показал, что наибольшее число значений проницаемости попало в интервал от 3 до 10 и от 1 до 3 мД [8].

1.5    Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

Для анализа геолого-геофизической информации был выбран разрез скважины 1408 Игольско-Талового месторождения (см.рисунок 1.5.1). Данный разрез может считаться эталонным исходя из того, что он является типичным (представительным) для данного месторождения и данного рода геологической задачи. Разрез содержит искомый (исследуемый) геологический объект - продуктивный пласт Ю12, а также пласт Ю1му, которые с геологической и геофизической точке зрения, хорошо изучены.

Считается, что нефтематеринской толщей продуктивных пластов юрских отложений является баженовская свита, являющаяся также репером первой категории.

Коллекторы надежно выделяются по следующим качественным признакам: отрицательной амплитуде ПС; сужению диаметра скважины (dс) относительно номинального (dн); наличию проникновения промывочной жидкости в пласт по данным электрических методов каротажа (БКЗ, ИК, БК); минимальной или средней гамма-активности по кривой ГК; по положительному приращению на кривых микрозондов. В случаях, когда прямые качественные признаки слабо выражены или какой-либо из них отсутствует, привлекаются количественные критерии kп, kпр и другие.

Исследуемый интервал разреза (рисунок 1.5.1) изучен следующими геофизическими методами: естественной поляризуемостью (ПС, мВ), индукционным каротажем (ИК, мСим), гамма-каротажем (ГК, мкР/ч) и нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (НКТ, у.е).

Разрез скважины представлен глинами, плотными породами, песчаником, а также углем. Глины и плотные породы встречаются в меловых и юрских отложениях, в то время как, песчаники и угли встречаются только в юрских отложениях.

Песчаники в данном разрезе выделяются в интервалах: 3190.0 - 3192.3 м; 3193.0 - 3194.1 м; 3208.0 - 3208.7 м; 3209.7 - 3211.1 м; 3212.2 - 3214.3 м и 3219.3 - 3230.0 м и отмечаются отрицательными аномалиями метода ПС. Глины в разрезе выделяются в интервалах: 3100.0 - 3147.8 м; 3148.1 - 3148.8 м; 3149.2 - 3149.5 м; 3150.0 - 3164.0 м; 3188.5 - 3190.0 м; 3194.1 - 3204.7 м; 3205.1 - 3208.0 м; 3208.7 - 3209.6 м; 3214.3 - 3216.0 м и 3217.1 - 3219.2 м и отмечаются положительными аномалиями метода ПС. Плотные породы выделяются в интервалах: 3147.8 - 3148.1 м; 3148.8 - 3149.2 м; 3149.5 - 3150.0 м; 3187.4 - 3188.6 м; 3192.3 - 3193.0 м и 3211.1 - 3212.2 м. Уголь выделяется в интервалах: 3204.7 - 3205.1 м и 3216.0 - 3217.1 м.

В верхней части разреза (в интервале 3100.0 - 3190.0) поле ПС не аномальное и значение аномалии ПС остается примерно на одном уровне. Величина аномалии ПС увеличивается вниз по разрезу, что связано с уменьшением глинистости песчаных пластов. Ширина аномалии ПС, соответствующая мощности пласта-коллектора, увеличивается вниз по разрезу.

В разрезе скважины песчаные пласты, карбонатизированные песчаники (плотные породы) и угли, по данным ГК, выделяются отрицательными значениями, в пределах 4 - 6 мкР/ч. Глины по ГК выделяются положительными значениями аномалии, в пределах 8 мкР/ч. Аргиллиты баженовской свиты выделяются очень высокими значениями ГК, что связанно с их битуминозностью и повышенной уранонасыщенностью.

По данным ИК, сопротивление аргиллитов, в исследуемом разрезе скважины,составляет примерно 150 Ом*м.Значение сопротивления карбонатизированных песчаников составляет 250 Ом*м.Сопротивление песчаников, по данным метода ИК, уменьшается вниз по разрезу, что связано с уменьшением карбонатизации.. Баженовская свита четко выделяется повышенным сопротивлением из-за гидрофобности битуминозных аргиллитов. В интервале разреза, по методу НКТ, плотные породы выделяются положительными аномалиями шириной, соответствующей мощности пласта. В меловых отложениях уровень значения показаний НКТ остается практически неизменным, а в юрских отложениях наблюдается большой размах значений НКТ. Аномально низкими показаниями метода НКТ выделяются угли, значения которых составляют 1 - 2 у.е. Размах амплитуды в песчаных пластах составляет 3.8 - 4.4 у.е.

По данным сопротивления породы (ρп, Ом·м) видно, что сопротивление пород уменьшается вниз по разрезу, что связанно с изменением насыщенности пластов-коллекторов - понижением нефтенасыщения.

Рис 1.5.1 Каротажные кривые скважины 1408 Игольско-Талового месторождения

Для определения подсчетных параметров по Игольско-Таловому месторождению разработаны следующие алгоритмы, представленные в таблице 1.5.1

Таблица 1.5.1 Алгоритмы определение подсчетных параметров Игольско-Талового месторождения

параметры

Ю12

Критерии коллектора

 

Критерий получения чистой нефти

 

Критерий получения нефти с водой

     

Критерий выделения водоносных пластов

 

Открытая пористость, доли ед.

       

Пористость по нейтронному каротажу (НКт) Для обсаженного ствола

       

Компиляция массивов пористости

   

Относительное сопротивдение

 

Проницаемость, 10-3мкм2

для Ю12  для Ю1му

Нефтенасыщенность, доли ед.

     

Глинистость, доли ед.

 


Применение выше представленных алгоритмов к исследуемому разрезу скважины 1408 Игольско-Талового месторождения дало следующие результаты:

ü  Пласт Ю12 разделен на два пласта, является нефтенасыщенным и имеет следующие характеристики:.

ü  Пласт Ю1му разделен на три пласта, является нефте-водонасыщенным и имеет следующие характеристики: .

ü  Водонасыщенный пласт Ю13/4 разделен на несколько пластов, имеющих следующие характеристики: .

Таким образом, проведенный анализ геофизической информации по скважине 1408 Игольско-Талового месторождения позволяет сделать следующее заключение:

.        По геофизическим данным могут быть решены следующие задачи:

ü  Литологическое расчленение разреза;

ü  Выделение коллекторов;

ü  Определение свойств коллектора (Сгл, kп, kпр);

ü  Определение флюида и его количество, kнг;

ü  Определение текущего положения ВНК, ВГК, ГНК;

ü  Подсчет запасов.

.        Для решения этих задач оптимальным является комплекс проведения исследований в скважине следующими методами: ПС, ГК, МКЗ, БКЗ, НКТ, кавернометрия, резистивиметрия;

.        В связи с хорошими результатами интерпретации по скважине 1408 методы проведения работы интерпретации будут перенесены на проектируемый участок (скважина 1409);

.        Необходимо провести специальные исследования, связанные с карбонатизацией разреза - отражение в соотношении геофизических полей и связь с нефтегазонасыщением.

. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1    Выбор участка работ

Выбор места расположения скважины для разработки и дальнейшей эксплуатации будет производиться исходя из данных, представленных на карте текущего состояния разработки пласта Ю12 Игольско-Талового месторождения (рисунок 2.1).

На данной карте изображена схема расположения нагнетательных, добывающих, разведочных и проектных скважин, а также скважин находящихся в освоении и бурении. Цветом, на карте, показан дебит нефти и дебит воды; радиус круга соответствует дебиту жидкости. По данным добывающих скважин видно, что в западной и северо-восточной части участка дебит нефти выше, чем в юго-восточной части. Следовательно, расположение скважины для разработки в юго-восточной части участка не целесообразно. Как вариант, можно рассмотреть расположение скважины в северной части участка, например скважина 1001 или 1002, опираясь на то, что дебит расположенных вблизи них скважин высок. Так же хорошим местом расположения будет являться расположение скважины в восточной части участка, например скважина 1409 или 1606.

По совокупности имеющихся данных и принимая во внимание то, что скважина 1409 расположена вблизи скважины 1408, данные интерпретации разреза которой нам известны, а также то, что данная скважина расположена между сеткой нагнетательных скважин, разработка и эксплуатация этой скважины будет наиболее целесообразна.

Рисунок 2.1 Карта текущего состояния разработки пласта Ю12 Игольско-Талового месторождения

2.2 Априорная ФГМ объекта

Изменения геофизических параметров на диаграммах наблюдаются из того, что разные литотипы обладают разными физическими свойствами. В исследуемом интервале геологический разрез сложен следующими породами: песчаники, алевролиты, глины, плотные породы и уголь.

Исходя из того, что диффузионно-адсорбционные процессы на границе пласт-скважина различны на диаграммах метода ПС напротив песчанка наблюдается минимальная амплитуда ПС, а напротив глин - максимальная.

Между радиоактивностью и плотностью существует обратно пропорциональная связь - чем больше значение плотности породы, тем меньше радиоактивность. Поэтому на диаграммах ГК наблюдается максимальное значение показаний напротив глин и среднее значение напротив песчаников

По сравнению с песчаными коллекторами глины обладают низкими значениями удельного электрического сопротивления, следовательно на диаграммах электрических методов напротив глин получаются минимальные значения.

На диаграммах НКТ глинистые породы отмечаются высокими значениями водородосодержания, а песчаники - низкими. Это связано с различием водородосодержания.

На основании вышесказанного, а также анализа результатов геофизических исследований прошлых лет разреза скважины 1408 в интервале (3190.6 - 3214.4 м) была построена физико-геологическая модель продуктивной части разреза пласта Ю12 и Ю1му Игольско-Талового месторождения, изображенная на рисунке 2.2.1.

Рисунок 2.2.1 Обобщенная физико-геологическая модель пластов Ю12и Ю1му Игольско-Талового нефтяного месторождения

2.3 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

Геологический разрез Игольско-Талового месторождения слагается (снизу) образованиями фундамента доюрского возраста, несогласно перекрываемыми отложениями осадочного чехла. Промышленная продуктивность установлена в верхнеюрских отложениях в широком диапазоне глубин.

Выбор методов, применяемых на данном месторождении, будет осуществляться исходя из следующих поставленных геологических задач:

Ø  Литологическое расчленение, выделение покрышек и корреляция исследуемого геологического разреза;

Ø  Выделение коллекторов, оценка характера их насыщения и выявление контактов пластовых флюидов на этапе оперативной интерпретации;

Ø  Определение подсчетных параметров для обоснования объема запасов углеводородов (пористость, нефтегазонасыщенность, эффективные толщины, контакты пластовых флюидов и т.д.).

Литологическое расчленение разреза. В геологическом разрезе месторождения необходимо выделить песчаные, глинистые, плотные пласты и угли. Песчаные пласты рассматриваются как потенциальные коллектора. Коллекторы надежно выделяются по следующим качественным признакам: отрицательной амплитуде ПС; сужению диаметра скважины (dс) относительно номинального (dн); наличию проникновения промывочной жидкости в пласт по данным электрических методов каротажа (БКЗ, ИК, БК); минимальной или средней гамма-активности по кривой ГК; по положительному приращению на кривых микрозондов. В случаях, когда прямые качественные признаки слабо выражены или какой-либо из них отсутствует, привлекаются количественные критерии kп, kпр . Глинистые пласты выделяются по высоким значениям методов ПС (линии глин) или ГК. Плотные пласты (карбонатизированные песчаники) выделяются высокими значениями методов БК и НКТ (НГК) и низкими значениями на ГК. Угли выделяются по низким значениям ГК и НКТ (НГК) и высоким значениям БК.

Если встречается неоднозначная ситуация (песчаник или глина, песчаник или плотный), то предпочтение отдается песчанику (потенциальному коллектору). С появлением новых данных (при обработке) литология таких пластов корректируется.

Определение характера насыщения, в продуктивной части разреза с масштабом глубин 1:200, в остальном разрезе 1:500, производится по следующим методам:

·      Индукционному каротажу (ИК). Если показания не превышают 200 ОМ*м, то данный тип продуктивного пласта можно отнести к нефненасыщенному, а если показания превышают 200 ОМ*м, то к водонасыщенному.

·        Электрическим методам (БК,БКЗ, МБК)

·        Импульсному нейтрон - нейтронному каротажу;

·        Акустическому каротажу;

Определение текущего положения ВНК, ВГК, ГНК можно осуществить по данным КС, нейтронных методов (ННКнт, ННКт, НГК (НГКс)) или по акустическому каротажу (по коэффициенту затухания).

Исходя из выше сказанного при выполнении проектируемых работ на стадии детальной разведки и доразведки планируется провести следующий комплекс ГИС:

. Исследования в масштабе 1:500:

Стандартный электрический каротаж (КС+ПС);

Кавернометрия (профилеметрия) (Кав.+Пр.);

Акустический каротаж (АК);

Радиоактивный каротаж (ГК+НКТ);

Инклинометрия (Инк.);

. Исследования в масштабе 1:200:

Боковое каротажное зондирование (БКЗ);

Микрозондирование (МЗ);

Боковой каротаж (БК);

Кавернометрия (профилеметрия) (Кав.+Пр.);

Акустический каротаж (АК);

Радиоактивный каротаж (ГК+НКТ);

Анализ ранее проведенных работ и физико-геологическая модель Игольско-Талового месторождения показывает, что данный комплекс, с добавлением методов, позволит решить поставленные геологические задачи.

Физические свойства выбранных методов

Метод самопроизвольных потенциалов(СП)

Масштаб глубин 1:200.Единица измерения - милливольт (мВ).

В результате электрохимической активности горных пород, находящихся в условиях естественного залегания, при пересечении их скважиной возникает естественное электрическое поле, возникновение которого обусловлено:

) диффузией ионов солей из пластовых вод в ствол скважины и наоборот;

) адсорбцией ионов частицами породы и промывочной жидкости;

) фильтрацией пластовых вод и промывочной жидкости в поровой среде;

) окислительно-восстановительными процессами и др.

Естественное электрическое поле в скважине или около нее называют самопроизвольной (собственной) поляризацией, а измеряемую величину - самопроизвольным (собственным) потенциалом и обозначают ПС. Для измерения естественного поля применяется установка с двумя электродами, один из которых находится в скважине, а другой-на поверхности. Изменение разности потенциалов в цепи во время перемещения электрода (М) измерительной установки вдоль ствола скважины указывает на наличие поля ПС.

Основной причиной возникновения ПС в осадочных породах является наличие процессов диффузии. Известно, что при растворении какой-либо соли в воде ее молекулы полностью или частично расщепляются на положительно и отрицательно заряженные ионы. На контакте двух растворов (например, пластовая жидкость-промывочная жидкость) ионы перемещаются из раствора с большей концентрацией солей в раствор с меньшей их концентрацией. Различие скоростей движения ионов приводит к образованию Э.Д.С., называемой диффузионным потенциалом.

При продавливании (фильтрации) водного раствора солей через тонкие капилляры возникает фильтрационный потенциал, а при наличии в разрезе рудных и сульфатных тел - окислительно-восстановительный потенциал.

Если минерализация пластовой воды больше минерализации промывочной жидкости, коллекторы по кривым ПС выделяются отрицательной аномалией; увеличение в составе пород примесей глин вызывает уменьшение амплитуды отрицательных аномалий. Уплотненные породы на кривых ПС выражаются так же, как и чистые глины. В практике каротажа кривые ПС используются для расчленения и корреляции геологического разреза, выделения пористых и проницаемых интервалов, оценки глинистости пластов и минерализации пластовых вод.

Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) предусматривает измерение потенциала или градиента потенциала естественного электрического поля, вызванного самопроизвольной поляризацией горных пород, относительно потенциала на дневной поверхности.

При записи кривой ПС возможны искажения из-за влияния блуждающих токов и неустойчивости поляризации электродов, которые обнаруживают по изменениям показаний при неподвижном зонде, по волнистой форме кривой и наличию на ней не согласующихся с разрезом значений. Для устранений этих искажений необходимо:

изменить положение электрода N в емкости с промывочной жидкостью или использовать в качестве заземления обсадную колонну;

выбрать время измерений, когда помехи от блуждающих токов минимальны;

приостановить работу промышленных установок.

Искажения кривой ПС, вызванных сползанием линии глин, поляризацией электродов, намагниченностью лебедки, гальванокоррозией, блуждающими токами, не должны превышать ±20% от максимально возможной амплитуды ПС для пород изучаемого интервала.

Значение масштаба регистрации кривой ПС должно быть равно 12.5 мв/см. Для данного масштаба сползание линии глин не должно превышать 1см. на 1000м. записи [1, 7].

Гамма-каротаж (ГК)

Гамма-каротаж (ГК) как метод измерения естественной радиоактивности горных пород в скважинах относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах стандартного каротажа (масштаб глубин 1:500) и в интервалах детальных исследований (в масштабе глубин 1:200) совместно с комплексом БКЗ. ГК выполняется перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу скважины, включая кондуктор.

Измерение интенсивности естественного гамма-излучения пород вдоль ствола скважины - ГК.

Гамма-излучение представляет собой высокочастотное электромагнитное излучение, возникающее в результате ядерных процессов, и рассматривается как поток дискретных частиц гамма-квантов.

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют индикатором гамма-излучения (сцинтилляционный счетчик).

Радиоактивное излучение есть результат самопроизвольного и беспорядочного распада атомных ядер химических элементов. Следовательно, интенсивность излучения определяется как статическая закономерность, обусловленная наличием многочисленных однородных явлений. Интенсивность излучения при неизменных условиях претерпевает непрерывное изменение, колеблясь около некоторой средней величины. Это явление называется статической флуктуацией, благодаря которой кривая радиоактивного каротажа имеет отклонения, не связанные с изменением физических свойств пластов (погрешности измерений). Погрешность тем больше, чем меньше импульсов, испускаемых в единицу времени (скорость счета). Уменьшить погрешность от флуктуаций можно путем осреднения наблюдений за некоторый интервал времени (выбор значений постоянной времени производится при помощи входящей в измерительную схему интегрирующей ячейки, включающей конденсатор и сопротивление).

Аппаратуру для регистрации кривой ГК эталонируют с таким расчетом, чтобы амплитуда ее отклонений при переходе от молорадиоактивных пластов к более радиоактивным была 6 см [3, 4].

Интерпретация ГК

Радиоактивность пород связана с присутствием в них тория, урана, К40.

В общем случае интенсивность гамма-излучения приблизительно пропорциональна гамма-активности пород. Однако, при одинаковой гамма-активности породы с большей плотностью отмечаются меньшими показаниями ГК из-за более интенсивного поглощения ими гамма-лучей. Изменение плотности обычно обусловлено изменениями пористости и литологии и реже присутствием элементов с большой атомной массой, которые могут повлиять на характер поглощения.

По величине естественной радиоактивности осадочные породы делятся на три группы:

) Породы высокой радиоактивности. Это битуминозные глины, аргиллиты, глинистые сланцы.

) Породы средней радиоактивности. Это глины, Глинистые песчаники, мергели, глинистые известняки, глинистые доломиты.

) Породы низкой радиоактивности. Это ангидриты, гипсы, пески, песчаники, известняки, доломиты, угли.

С увеличением в породе глинистых частиц увеличивается ее радиоактивность. Повышенная радиоактивность глин объясняется большой удельной поверхностью и способностью к адсорбции радиоактивных элементов, длительностью накопления пелитового материала. Обеспечивающего повышения содержания урана, тория в осадке, повышенным содержанием калия благодаря селективной сорбции ионов калия в процессе накопления глин и органических остатков (повышенное содержания радия в органических остатках)

С использованием ГК решают технологическую задачу - увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Обязательна повторная запись в интервале 50 м. Расхождения между основными и повторными измерениями не должны превышать ±6% для общих исследований [7].

Характерным репером, то есть участком каротажных кривых характерной формы, сохраняющемся в большинстве скважин, является баженовская свита (Показания ГК до 50-70 мкР/ч).

Песчаники менее радиоактивны чем глины, поэтому пласты-коллекторы отмечаются понижением кривой ГК.

Боковой каротаж (БК).

Масштаб глубин 1:200. Единица измерения Ом-метр (Ом*м).

Боковой каротаж (БК) - электрическое исследование фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов.

Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление (rк).

Боковой каротаж относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

Радиус исследований (равный в среднем 1,0-2,0 м) уменьшается при повышающем и возрастает при понижающем проникновении фильтрата бурового раствора.

Диаграммы БК в комплексе электрических методов (БКЗ, ИК, БМК) позволяют увеличить число пластов с количественными определениями УЭС, в том числе в зонах частых чередований, высоких сопротивлений, контрастных изменений УЭС.

БК необходим при решении следующих геологических задач:

Ø Детальное расчленение разреза по УЭС пород с выделением плотных прослоев и глин;

Ø  Выделение поровых коллекторов, определение с высокой детальностью их эффективных мощностей и строения по однородности;

Ø  Определение характера насыщения поровых коллекторов;

Ø  Установление контактов пластовых флюидов в однородных коллекторах;

Ø  Определение пористости по rЗП.

Для повышения эффективности применения БК предпочтительнее аппаратура с линейным диапазоном регистрации кривых и в этом случае масштаб регистрации должен быть 2,5 Ом×м/см с соотношением последующих каналов как 1: 5: 25: 125.

Качество БК проверяется на плотных однородных пластах (аргиллиты). БК сравнивается по уровню сопротивлений с МБК.

Относительные расхождения между основным и повторным измерением, в интервалах с номинальным диаметром скважины, должны находиться в пределе ±20% [8].

Боковое каротажное зондирование

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) - электрический каротаж с использованием нескольких однотипных нефокусированных зондов различной длины, обеспечивающих радиальное электрическое зондирование пород. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление (rк).

Единица измерения Ом-метр (Ом*м).

Комплекс БКЗ позволяет решает следующие геофизические задачи:

Определение УЭС пластов (rП) в диапазоне от единиц Ом×м до 5000-6000 Ом×м с погрешностью до 20-30%. В диапазоне низких (менее 5 Ом×м) и очень высоких УЭС (более 1000 Ом×м), погрешность может достигать 100% и более, что требует привлечения ИК (для пластов ниже 5 Ом×м) и БК (для пластов с высокими УЭС). В сочетании с ИК и БК комплекс БКЗ обеспечивает определение УЭС практически по всему диапазону значений УЭС в разрезах Западной Сибири;

Определение глубины зоны проникновения (D/dС) фильтрата промывочной жидкости в однородные пласты - коллекторы с мощностью более 5 метров (до 32 диаметров скважины);

Определение УЭС зоны проникновения (rЗП) фильтрата промывочной жидкости;

Определение УЭС промывочной жидкости (rР).

К комплексу БКЗ рекомендуется добавлять измерение температуры электротермометром в условиях неустоявшегося (текущего) температурного состояния ствола скважины, существующего при проведении БКЗ, что позволяет корректировать удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости и дает дополнительную информацию при интерпретации материалов электрического каротажа [7].

При геофизических работах БКЗ выполняют в первую очередь, чтобы исключить влияние эффектов, связанных с образованием глубоких зон проникновения.

Зонды сравнивают по уровням. Самый низкий уровень у A8M1.0N наиболее высокий уровень у A0.4M0.1N .

Возрастание уровня кажущегося сопротивления (КС) обратно пропорционально длине зонда (однородный плотный пласт большой мощности, пресный раствор).

Измерения зондами БКЗ должны быть повторены, если на кривых наблюдаются следующие искажения:

·      отсутствует повторяемость основной и повторной записи.

·        незакономерные колебания и скачки измерительных сигналов при движении кабеля и его остановки, иззубренность кривых длинных зондов, заходы кривых за нуль.

·        показания зондов на контрольной записи в металлической колонне значительно отличается от нуля.

·        значение rк против опорных пластов заметно отличаются от значений в соседних скважинах.

Индукционный каротаж (ИК)

Изучается удельная электропроводность горных пород посредством индукционных токов. В отличие от других электрических методов каротажа, при ИК не требуется непосредственного контакта измерительной установки с промывочной жидкостью. Это дает возможность применять ИК в тех случаях, когда используется промывочная жидкость, приготовленная на нефтяной основе.

Хорошие результаты получают при исследовании ИК пород низкого и среднего сопротивления, при наличии повышенного проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт.

По диаграммам ИК более точно определяется положение водонефтяного контакта и удельное сопротивление водоносных коллекторов низкого сопротивления.

Кривая кажущейся удельной проводимости при ИК регистрируется в линейном масштабе. Она соответствует перевернутой кривой кажущегося сопротивления в, практически, гиперболическом масштабе. В связи с этим в области низкого удельного сопротивления кривая оказывается растянутой, а в области высоких сопротивлений - сжатой, по сравнению с кривыми сопротивлений, записанными в обычном масштабе. Благодаря этому усиливается дифференсация кривой ИК против пород, имеющих низкое ρп, и происходит сглаживание ее против пород с высоким удельным сопротивлением. На кривой ИК более наглядно, чем на кривых сопротивлений, выделяется область переходной зоны.

Индукционный каротаж осуществляется приборами АИК, ИК, ПИК в интервале проведения БКЗ.

По одной кривой ИК удельное сопротивление пласта можно определить только при отсутствии проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт или при неглубоком его проникновении. Поэтому индукционный каротаж применяют в комплексе с другими методами сопротивлений. При комплексных измерениях (БКЗ, БК, ИК) возможно более надежное выделение в разрезе пластов - коллекторов и определение их удельного сопротивления ρп; зоны проникновения ρз.п и диаметра проникновения Dз.п.

Индукционный каротаж (ИК) основан на измерении кажущейся удельной электрической проводимости sк пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц [3, 4].

Единица измерения - Сименс на метр (См/м), дробная - миллиСименс на метр (мСм/м).

Нейтронный каротаж(HK)

Нейтронный каротаж (HK) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина - скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин): расчётная величина - водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - HHK-HT; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - HHK-T; нейтронный гамма-каротаж - НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК. - однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения ёмкостных параметров пород (объёмов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

Областями эффективного применения HK при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

для HHK-HT - породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод Спл и промывочной жидкости Спж (в том числе с любой контрастностью Спл и Спж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

для HHK-T - породы с любым водородосодержанием, не высокими Спл и Спж (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью Спл и Спж

для НГК - породы с низким (меньше 8-12 %) водородосодержанием и любыми Спл и Спж, а также породы со средним (8-20 %) водородосодержанием, если Спл и Спж не превышают 100 г/л [8].

Областями эффективного применения HK при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

для HHK-HT - породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

для HHK-T - породы с водородосодержанием более 10 % при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

для НГК - породы с водородосодержанием менее 20 %.

Кавернометрия - изучение геометрии ствола скважины.

Измеряемая величина - диаметр скважины (мм).

Георгиевская свита всегда отображается каверной

На проницаемых пластах значения меньше номинального (образуется глинистая корочка). На углях всегда образуются каверны [7, 8].

Интервал контрольной записи должен включать участок протяженностью не менее 50 м. перед входом в обсадную колонну и не менее 20 м. в колонне. На разведочных скважинах обязательна запись кавернограммы до стола ротора.

Расхождения измеренных и проектных диаметров колонны и скважины в интервалах с номинальным диаметром ствола не должны превышать ±3мм.

Данные о фактическом диаметре скважины необходимы для решения следующих задач:

-      оценки прихватоопасности желобов, сальников, глинистых и шламовых корок, интервалов выкрашивания или вывала пород;

-        учета геометрии ствола при аварийных работах, связанных с извлечением из открытого ствола посторонних предметов;

         выбора интервалов установки пакеров, башмаков колонны и т.п.;

         уточнения геологического разреза - выделения коллекторов по проявлению глинистых корок;

         учета диаметра ствола при интерпретации данных БКЗ, БК, ГК и других методов.

Акустический каротаж

Акустический каротаж на преломленных волнах предназначен для измерения интервальных времен, амплитуд и коэффициентов эффективного затухания преломленных продольной, поперечной, Лэмба, Стоунли упругих волн, распространяющихся в горных породах, обсадной колонне и по границе жидкости, заполняющей скважину, с горными породами или обсадной колонной.

При регистрации волновых картин и фазо-корреляционных диаграмм (ФКД) коэффициент усиления электронной схемы скважинного прибора выбирают таким образом, чтобы в диапазоне оцифровки акустических сигналов сохранялся минимальный уровень шумов, вызванных движением прибора, а сигналы регистрируемых волн не ограничивались.

При записи АК в открытом стволе прибор настраивается на плотных пластах, а при регистрации АКЦ - в «свободной» колонне.

Для оценки работоспособности прибора необходимо проанализировать значение интервального времени продольной волны в незацементированной обсадной колонне, которое должно находиться в пределах 185-187 мкс/м и затухание в пределах 1-5 дБ/м

2.4 Методика и техника проведения геофизических работ

Предприятие ООО «ТомскГазпромГеофизика» выполняет следующие виды работ: промыслово-геофизические исследования в бурящихся скважинах(в открытом стволе), и ведет контроль за разработкой месторождений(в закрытом стволе) .

Методика проведения геофизических исследований будет определяться продолжительностью бурения скважин, очередностью и интервалами вскрытия продуктивных пластов. В среднем бурение скважины на площади работ длится не более 1-3 месяцев. Номинальный диаметр скважин в интервалах продуктивных пластов нижнего мела и юры равен 190 мм. Удельное сопротивление промывочной жидкости определяется в скважине резистивиметром и по устьевой пробе. Температура против исследуемых пластов определяется по термограммам и по замерам в процессе испытания объектов.

В комплекс проектируемых исследований будет входить стандартный электрический каротаж кажущихся сопротивлений (КС), выполняемый двумя градиент-зондами: последовательным А2.0М0.5N и обращенным N0.5М2.0А, и обращенным потенциал-зондом N6.0М0.5А, размеры которых установлены в соответствии с геолого-геофизическими параметрами разреза, каротаж самопроизвольной поляризации (ПС), боковой каротаж (БК), микробоковой каротаж (МБК), кавернометрия (Кав.), профилеметрия (Пр.), индукционный каротаж (ИК), нейтрон-нейтронный каротаж (НКТ), гамма-каротаж (ГК), акустический каротаж (АК).

Геофизические исследования проектируется выполнять серийной скважинной и наземной аппаратурой. Типы и размеры зондов соответствуют марке серийной аппаратуры. Применяемые масштабы и скорости регистрации кривых соответствуют требованиям технических руководств и инструкций. Анализ интерпретации показывает, что качество материалов ГИС, в основном хорошее, реже - удовлетворительное.

Регистрация диаграмм будет производиться с помощью цифровой каротажной станции “Кедр”. Отличительной особенностью данной станции является простота в обращении и неприхотливость. Запись информации производится на жесткий диск.

Запись стандартного каротажа производится со скоростью 2000-2500 м/час. Основной масштаб записи: КС - 2,5 Ом×м/см, ПС - 12,5 мВ/см. Боковое каротажное зондирование планируется проводить подошвенными градиент-зондами с размерами АО = 0.45; 1.05; 2.25; 4.25; 8.5 м, и кровельным градиент-зондом с АО=2.25 м. Скорость регистрации - 2500 м/час.

Микрозондирование микроградиент-зондом А0.025М0.025N и микропотенциал-зондом А0.05М со скоростью регистрации 800-900 м/час.

Запись МБК и микрокавернометрии будет производиться со скоростью 800-1500 м/час.

По аналогии прошлых лет, Боковой каротаж, будет писаться со скоростью 2000-2500 м/час.

Запись индукционного каротажа будет проведена зондом 6Ф1, скорость записи 2000-2500 м/час.

Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ) в открытом стволе. В качестве индикаторов применим кристаллы NaJ (Tl), размер кристаллов 30´70, 40´80, 40´40; ЛДНМ, основной размер 30´60; и СНМ-18.

Источники нейтронов - полониево-бериллиевые, мощностью от 4 до 13,5×106 н/сек. Запись кривых ГК будет проведена эталонированными каналами. Скорость регистрации диаграмм РК составляла 200-500 м/час, в некоторых скважинах 600-1000 м/час. Качество диаграмм, в основном, хорошее.

Состав отряда

Основной производственной единицей для проведения промыслово-геофизических работ в скважине будет являться партия. Состав геофизических партий определяется объёмом работ и будет зависеть от применяемых методов, условий проведения работ, категории местности.

Геофизическая партия представляет собой комплексную бригаду инженерно-технических работников и рабочих. Партия будет состоять из 4 человек: начальник партии, инженер-геофизик, каротажник 4 разряда, машинист 5 разряда.

Методика съемки

Спуск прибора в скважину. Во время спуска прибора (или целой «спайки» приборов) оператор вводит калибровочные коэффициенты.

Прибор опускается на забой скважины и машинист опускает еще 2-3 метра в запас. Это необходимо для того, чтобы в момент подъема прибора оператор успел откалибровать прибор.

Магнитные метки, расположенные на кабеле через определенные промежутки, служат для привязки по глубине.

Затем при записи через каждые 200-300 метров производят контроль «нуля». При переходе с масштаба на масштаб или при остановке прибора, необходимо сделать перекрытие замеров 50 метров.

Особое внимание оператору и машинисту следует обращать:

Скорость записи;

Момент входа прибора в кондуктор;

На датчик индикатора меток(расположенного на панели машиниста, самой станции и на дисплее);

Па показания сельсин датчика (контролировать показания 0 на выходе прибора и делать соответствующие поправки).

2.5 Метрологическое обеспечение работ

Что касается метрологического обеспечения работ, то можно сказать следующее. В геофизической организации существуют так называемые геофизические мастерские лаборатории (ГМЛ).

К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая организация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п. Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел «Методика калибровки»), в соответствии с требованиями действующих стандартов на данный тип приборов или оборудования.

Первичную калибровку выполняет изготовитель (поставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудования. Результаты первичной калибровки являются составной частью эксплуатационной документации поставляемых технических средств.

Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна проводиться с периодичностью, указанной в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в эксплуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборатории, предназначенной для проведения исследований этими приборами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок достоверности измеренных цифровых данных.

Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование. Измерения при калибровках необходимо проводить с использованием наземного оборудования (геофизический кабель, регистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований.

Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъёма приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатационной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодических калибровок.

2.6 Интерпретация геофизических данных

Выделение коллекторов проводилось по комплексу качественных и количественных признаков. Качественные признаки при выделении поровых коллекторов обусловлены проникновением в пласт фильтрата промывочной жидкости, вследствие чего происходит сужение диаметра скважин за счет образования глинистой корки, фиксируемое кривой кавернометрии, а также образуется радиальный градиент кажущихся сопротивлений, измеряемый зондами с разной глубинностью исследований - БКЗ, ИК, БК. К качественным признакам относится отрицательная аномалия ПС, низкая естественная радиоактивность пород.

Из эффективных толщин, выделяемых по качественным признакам, исключались все прослои, характеризующиеся как уплотненные и глинистые хотя бы по одному из геофизических параметров [5].

Кроме прямых качественных признаков, для разделения пород на коллекторы и неколлекторы, будут использоваться косвенные количественные критерии (КП, KПР, KВ.О, и др.).

скважина геофизический геологический исследование

2.6.1 Выделение коллекторов по прямым и качественным признакам

а) Сужение диаметра скважины

Связано с увеличением глинистой корки против пласта. Является однозначным признаком коллектора.

Сужение диаметра скважины не является коллектором в следующих случаях:

а). Против тонких плотных прослоев, расположенных в мощном пласте коллекторе- глинизация стенки скважины происходит размазыванием корки, образовавшейся в коллекторе выше и ниже его при спуско- подъемных операциях, при бурении.

б). В призабойной зоне в не коллекторах, где сужение диаметра связано с осаждением частиц шлама.

б). В любом интервале скважины, не являющихся коллектором, где образуются сальники, обусловленные низким качеством бурового раствора или неудовлетворительной подготовкой скважины к проведению ГИС.

Толщина глинистой корки не является характеристикой проницаемости пласта. Она зависит от качества раствора. Чем хуже качество глинистого раствора, тем толще корка. Значит у него высокая водоотдача и колоидальность.

б) Выделение коллектора по микрозондам.

Положительное приращение является надежным признаком межзернового коллектора в той же мере , как и корка. Т.е. в тех случаях, где корка не является признаком коллектора, то и положительное приращение не признак коллектора, а следствие плохой подготовки скважины.

Положительное приращение в диаграммах микрозондов могут отсутствовать в следующих случаях.

а). Корка имеет большую толщину (более2 см), показания микрозондов одинаковы, т.к. они исследуют глинистую корку

б). Водоносный пласт имеет очень высокую проницаемость как по напластованию так и по нормали к напластованию, в результате промытая зона расформировывается. Показания МПЗ близко к КС глинистой корки, как и МГЗ.

в) Выделение коллектора по наличию радиального градиента КС по электрометрии.

Наличие проникновения ФБР в пласт устанавливают сравнивая КС породы, замеренное зондами разной длины в радиальном направлении. При этом по интерпретации устанавливают либо наличие радиального градиента сопротивления, либо отсутствие.

В пластах-коллекторах большой мощности получают в зависимости от характеристики коллектора кривые зондирования, характеризующие следующие виды проникновения:

г) Повышающие проникновение ( КС зоны проникновения больше КС пласта)

а). Для водоносных коллекторов, насыщенных минерализованной пластовой водой

(Св больше 10 г/л). В этом случае КСзп существенно превышает КСп.

б). Для продуктивных коллекторов с высоким содержанием остаточной воды, обусловленной либо значительной рассеянной глинистостью либо незначительным расстоянием по высоте по отношению к ВНК.

в). Для слоистых продуктивных коллекторов, с чередованием прослоев глин и коллекторов. Обусловлено значительным содержанием глинистого материала в этих коллекторах, как рассеянного так и слоистого, как следствие значительное содержание связанной воды.

Ошибочно устанавливают повышающее сопротивление:

а). В тонких одиночных пластах высокого сопротивления- коллекторах и не коллекторах в следствии особенностей кривой зондирования.

б). В мощных пластах, показания КС больших зондов БЭЗ для которых занижены экранирующим влиянием плотного прослоя, расположенного над пластом при проведении БЭЗ последовательным градиент- зондом, и под пластом - при работе с обращенным градиент- зондом.

в). В неоднородной слоистой пачке, представленной тонким переслаеванием непроницаемых пород с различным сопротивлением, в следствии влияния эффекта анизотропии.

д) понижающее проникновение (КСзп меньше КСп).

Встречается редко. Характерно для хороших коллекторов с высоким Кнг (больше 85%) при бурении на растворе, где КСф мало отличается от КС пластовых вод. Ошибочно устанавливают понижающее проникновение при неправильном определении КСр или ДС.

К недостаткам прямых качественных признаков выделения коллекторов можно отнести следующее:

1. Не приемлемы для скважин бурящихся на технической воде или не фильтрующимся растворе.

2. Часть методов можно использовать только в единичных параметрических скважинах, где применяется расширенный комплекс.

2.6.2 Выделение коллекторов по количественным признакам

Основано на использовании количественных параметров, соответствующих границе коллектор - не коллектор.

1. Коэффициент проницаемости (Кпр) и соответствующие ему для данного типа коллекторов значения коэффициентов пористости (Кп) и различных параметров глинистости (Сгл, Кгл, Отн.гл)- для продуктивных и водоносных коллекторов.

2. Коэффициенты фазовой проницаемости по нефти (Кн_пр) или газу (Кг_пр) и соответствующие им значения коэффициентов нефте- (Кн), газо- (Кг) или водонасыщения (Кв) - для продуктивных коллекторов.

3. Геофизические параметры: относительная амплитуда на диаграммах ПС, гамма- метод для продуктивных и водоносных коллекторов, КСп параметр насыщения для продуктивных коллекторов (Рн).

Уточнение критических значений при выделении коллекторов по количественным признакам на Игольско-Таловом месторождении было проведено с учетом результатов отчета (за 1985г), результатов опробования эксплуатационных скважин и результатов обработки ГИС; были выделены все пласты с отрицательной амплитудой ПС, сформировано две выборки - в одну из которых включены все пласты, выделенные как коллекторы, а в другую - как неколлекторы. Эти выборки подверглись статистической обработке, в результате которой были построены кумулятивные кривые распределения относительной амплитуды ПС для коллекторов и для неколлекторов. Для определения критического значения проницаемости построена зависимость между проницаемостью, определенной по результатам гидродинамических исследований и удельной продуктивностью (q) (kпр_гидр=1.34 мД). Это граничное значение проницаемости послужило отправным моментом контроля и определения граничных значений коллекторских свойств для кондиционного коллектора.

Точка пересечения относительно фазовых проницаемостей для воды и нефти соответствует критическому значению kв_кр. Эта точка является точкой равновесного течения нефти и воды, и на практике ее относят к ВНК. В нашем случае, ВНК наблюдается в продуктивном пласте Ю1му Юрских отложений, на глубине 3211.2 м (рисунок 1.5.1). Также по графику определяют еще две точки kв_крв и kв_крн, разделяющие области значений kв, при которых возможна однофазная фильтрация воды либо нефти и двухфазное течение воды с нефтью.

Фильтрация нефти в коллекторе возможна при значениях - kв_крв > kв > k в_св, а фильтрация воды, если k в>kв_крн. Безводные притоки нефти будут получены из коллекторов, для которых kв_св< kв< kв_крн. При kв_крн<kв<kв_кр коллектор относится к переходной зоне, где получают нефть с некоторым содержанием воды. При значениях, когда kв_кр< kв< kв_крв коллектор также относится к переходной зоне, но с вероятностью получения притока воды с некоторым содержанием углеводородов. К явно водоносным относятся объекты, у которых kв≥kв_крв.

По кривым относительных фазовых проницаемостей значения kв_крн, kвкр, kв_крв для образцов из коллекции пласта Ю12 Игольской площади составляют :в_крн = 29.1 - 48.5%, среднее значение kвкрн = 48.5%, отчет 1985г. - 46%;вкр = 41.9 - 61.4%, среднее значение kвкр = 51.7%, отчет 1985г. - 58%;

kвкрв = 58.1 - 77.0%, среднее значение kв_крв = 65.2%.

Диапазон подвижности нефти: - 20.4 - 37.0%, среднее значение - 27.5%.

Для каждого образца, используя петрофизические зависимости Рн=f(kв) и Pп=f(kn) и по установленным критическим значениям kв_крн, kвкр, kвкрв были рассчитаны критические значения параметра насыщения и расчетные значения удельного сопротивления в пластовых условиях, которые соответствуют границам, разделяющим области притоков чистых углеводородов, углеводородов с небольшим количеством воды, воды с признаками углеводородов и чистой воды при изменяющихся значениях коэффициентов пористости и проницаемости.

Определение эффективной мощности

Эффективная толщина оценивается как разность между общей толщиной пласта (Н) и суммарной толщиной неколлекторов (∑Нi нк), представленных глинистыми и плотными прослоями.

При обосновании эффективных толщин использовались все геофизические критерии. При этом исключались все прослои, характеризующиеся по ГИС как уплотненные или глинистые. Эффективные нефтенасыщенные толщины определялись по результатам оценки характера насыщения коллекторов.

Определение удельного электрического сопротивления пластов

Комплекс электрических методов (ИК, БК), применяемый на Игольско-Таловом месторождении является оптимальным, но он не лишен недостатков. Так если пласт-коллектор залегает между пластами-неколлекторами с резко различными удельными сопротивлениями, то на зонд сказываются искажения за счет вмещающих пород. К факторам, затрудняющим интерпретацию, также относятся: наличие плотных и глинистых прослоев; частое переслаивание глинистых, плотных и проницаемых прослоев. Проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласты имеет повышающий характер. Глубины зон проникновения (D/d) для разведочных скважин составляют: - 4-8 диаметров скважины, для эксплуатационных - 4-6.

Определение относительной амплитуды ПС (апс)

Проводилось следующим образом:в изучаемом разрезе выделялся мощный однородный водоносный пласт с минимальной глинистостью и максимальным значением ПС. Градиент изменения ПС с глубиной равен 3 мВ на 100м, что определено на ряде месторождений Томской области.

Максимальная амплитуда ПС в изучаемом пласте определялась по формуле:

 

где: - глубина изучаемого пласта; - глубина опорного пласта; - значение ПС в опорном пласте.

Величина относительной амплитуды ПС определялась по формуле:

 

где  - наблюденная ПС, исправленная за ограниченную мощность пласта.

Определение коэффициентов пористости коллекторов

Определение пористости коллекторов проводилось с использованием метода НКт и привлечением относительной амплитуды ПС (апс) и данных ГК. При определении пористости коллекторов на Игольско-Таловой площади в качестве основного метода использовались данные НКт. Пористость коллекторов по НКт определялась следующим способом:

проводилась нормализации кривой НКт по формуле:

 

где: - - среднее значение и стандартное отклонение в эталонной скважине;

- среднее значение и стандартное отклонение в исследуемой скважине

Для реализации алгоритма в автоматическом режиме в лаборатории нефтегазопромысловой геофизики была разработана математическая модель, реализованная в виде функции:

 

где: - водородосодержание опорного водоносного пласта и значение НКт соответственно; - водородосодержание опорного глинистого пласта и значение НКт соответственно;  - текущее значение НКт.

В качестве пласта высокого водородосодержания использовались пласты размытых глин, при замерах НКт в открытом стволе или зацементированные каверны в случае обсаженной скважины. Эти пласты, как правило, обладают минимальными в изучаемом участке разреза показаниями НКт. Им в зацементированной каверне при dкав < 2dc приписывалось значение  = 40%, а при dкав > 2dc -  = 50%. В качестве второго опорного пласта использовался водонасыщенный песчаный пласт с минимальной глинистостью, коэффициент пористости определялся независимым методом (по керну; по данным других видов каротажа). Чтобы выйти на водородосодержание опорного пласта в kпоп вводилась поправка  (поправка за связанную воду ). Водородосодержание приводилось к общей пористости следующим уравнением:

 

где: - суммарное водородосодержание; - водородосодержание связанной воды ( = 0.182);kгл - объемная глинистость.

Дополнительно проводилось определение коэффициентов пористости по зависимостип=f(апс). Для чистых, неглинистых коллекторов использовалась зависимость:

:=20.296*-0.0224.

Для глинистых коллекторов использовалась зависимость: =30.309*апс-3.9036 (при апс <0.65).

Определение глинистости коллекторов проводилось по зависимости, полученной по керновым данным для Каймысовского свода (kгл=0.4346-0.3846апс). Зависимость апробирована в отчетах по пересчету запасов Первомайского и Западно-Катыльгинского месторождений.

Определение коэффициентов проницаемости

Оценка проницаемости коллекторов проводилось по зависимости kпр=f(kп), построенной по керновым данным:

пр=0.000002*(kп)5 8218

Определение характера насыщения

Определение характера насыщения пластов-коллекторов проводилось по критическим значениям удельного сопротивления (ρп), параметра насыщения (Рн) и кривым фазовой проницаемости, с учетом гидродинамических исследований и результатов опробования скважин.

При подготовке подсчетных параметров по месторождениям, находящимся в разработке, необходимо выделять эффективные нефтенасыщенные толщины для пластов, затронутых выработкой. Поэтому на первоначальном этапе для определения критических значений использовались данные разведочных скважин и лишь как дополнительная информация - результаты геофизических исследований и опробование добывающих и нагнетательных скважин. По разведочным скважинам принято критическое значение kн > 54%, Рн > 3.2 (для притока безводной нефти) и kн < 42%, Рн < 2.25 (kв>58% пласты водонасыщены). В качестве критического значения УЭС (ρп) для разделения нефте- и водонасыщенных коллекторов принято его значение, равное 5.7 омм.

Приведенные критические значения позволяют определять характер насыщения пластов, незатронутых выработкой. Характер насыщения пластов, затронутых выработкой и имеющих ρп, ниже критических (при одинаковых коллекторских свойствах и гипсометрии), определяется по результатам опробования, анализа с ранее пробуренными скважинами в данном районе, а также по качественной характеристике кривых радиоактивного каротажа (ГК) и кривой ПС.

Результаты количественной интерпретации по скважинам, затронутым выработкой, из расчета средневзвешенных значений подсчетных параметров исключались.

Определение коэффициентов нефтенасыщенности

Для определения коэффициентов нефтегазонасыщенности использовалась зависимость kв=89.696*Рн -0 5381. Увеличение относительного сопротивления определялось по формуле Рн=ρнп/ ρвп- Удельное сопротивление нефтенасыщенного пласта определялось в ручном и автоматизированном варианте по комплексным палеткам ИК-БК. Определение удельного сопротивления водоносных пластов проводилось по петрофизической зависимости Рп=1.968*Кп- 1 397. Удельное сопротивление пластов (ρвп) со 100% водонасыщением при повышенной глинистости определялось по зависимости, построенной по водоносным пластам: ρвп =4.3511-2.8206*αпс R2 =0.897.

Для маломощных пропластков, его значение принималось постоянным, которое определялось по водоносным пластам статистическим способом:

ρвп min =1.49, ρвп тах =2.94, ρвп ср=1.94, disp=0.143;

Для контроля оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности использовалась обобщенная зависимость:

=l.485-0.5331 lg ρнп

где: - W - влажность (W=kп*kв)

При обосновании средневзвешенных значений коэффициента нефтенасыщенности использовались данные для проницаемых прослоев с толщиной ≥2.0 м. [8].

. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Модель пласта Ю12 Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения


Поданным о капиллярном давлении рассчитывают распределение размеров поровых каналов по пласту-коллектору.

Вариации капиллярных свойств пород определяются структурой их пустотного пространства: размерами, геометрией пор и трещин, степенью гетерогенности пустот и межпоровых сужений, а следовательно, их коллекторскими свойствами. В то же время капиллярные давления определяют превышение коллектора над уровнем подошвенных вод. В результате взаимодействие капиллярных сил и силы тяжести обусловливает Рис 3.1 Схема, показывающая, как удерживается вода сферическими зернами мощности и восстанию. На одном и том же гипсометрическом уровне соотношение подвижной нефти и воды меняется в зависимости от коллекторских свойств пород. По высоте залежи над уровнем зеркала подошвенных вод, где Рк = 0, снизу вверх выделяется три уровня различной подвижности воды и УВ (рис. 3.2).

. Зона остаточной нефтенасыщенности, где нефть находится в неподвижном пленочном и капельно-диспергированном состоянии (подвешенном, разобщенном, по терминологии разных авторов).

Рис.3.2 Зоны нефте-водонасыщенности в однородном пласте большой мощности по В.К.Федорцову (1990).

Эта нефть не извлекаемая, и при вскрытии пласта в этой зоне всегда будет получен приток воды с возможной пленкой нефти. По простиранию пласта кровля зоны - наклонная или криволинейная граница, определяемая структурой порового пространства коллекторов, их способностью сорбировать пленочную нефть, а для гидрофильных пород, как главное, задерживать ее в поровом пространстве в капельном состоянии. Кровле зоны соответствует давление вытеснения Рвыт.

. Зона подвижных воды и нефти с возрастающей нефтенасыщенностью и подвижностью нефти по высоте. При вскрытии пласта будет получен приток воды и нефти в пропорциях, обусловленных многими факторами. Для нижних частей зоны при снижении пластового давления идет быстрый подток подошвенных вод. Кровля зоны соответствует нулевой фазовой проницаемости по воде и некоторой остаточной водонасыщенности Кво. В верхней части этой зоны несколько ниже отметки с Кво проводится условный ВНК, соответствующий критической водонасыщенности и началу обводнения притока. Условным его называют в отличие от абсолютного, где Кв = 100%, а также потому, что уровень обводнения продукта можно задать (обусловить).

. Выше по пласту залегает зона остаточной водонасыщенности, где вода присутствует в виде тонких сорбированных поверхностью пленок, а в нижней части содержится также в поровых каналах, в которых капиллярные силы значительно превосходят гравитационные. Внутри зоны остаточной водонасыщенности вверх по пласту происходит уменьшение капиллярно удержанной воды, поскольку гравитационные силы продолжают расти и нефть заполняет каналы все меньшего радиуса. У хороших коллекторов с небольшим количеством связанной воды в верхних частях залежи возможна гидрофобизация поверхности пор и последующее уменьшение связанной и капиллярной воды по этой причине.

Таким образом, на какой-то высоте водосодержание принимает минимальное значение и свойства пласта стабилизируются. Поэтому верхнюю часть зоны остаточной воды часто называют зоной стабилизации. Зоне стабилизации соответствует неизменное минимальное количество остаточной пластовой воды Квоmin. Отметим, что, если нефтяной пласт имеет небольшую мощность, зона стабилизации и предельного нефтенасыщения может отсутствовать или перемещаться в газонасыщенную часть залежи.

В случае литологически неоднородных продуктивных пластов, представленных чередованием слоев, нарастающая нефтенасыщенность вверх по пласту необязательна. Она может уменьшаться и снова возрастать скачком соответственно структуре порового пространства и поверхностным свойствам пород. На контактах слоев капиллярные силы не испытывают скачка, скачком меняется их водонасыщенность. В пласте большой мощности можно наблюдать полную смену зон нефтенасыщенности (рис. 3.2). При сокращении толщины пласта наблюдаются только некоторые из возможных зон нефтенасыщенности согласно гипсометрическому уровню залегания пласта над абсолютным ВНК.

Названные выше зоны водо- и нефтенасыщенности являются также зонами различных фазовых проницаемостей по воде и нефти, и, таким образом, определить границы зон можно по кривым фазовых проницаемостей.

3.1.1 Относительные фазовые проницаемости и развитие обводнения притока

Известны два представления о механизме совместного течения пластовых флюидов в пористой среде. Согласно первому, при течении двух несмешивающихся фаз часть наиболее тонких поровых каналов и углы крупных пор заняты смачивающей пластовой водой, а по остальным каналам может происходить независимое струйное движение несмачивающего и смачивающего флюидов. Количество двигающихся флюидов в каждый момент определяется величиной водо-нефтенасыщенности и проницаемостью среды для этих флюидов. С ростом насыщенности породы одной фазой увеличивается доля каналов, обеспечивающих движение этой фазы, и уменьшается доля каналов для другой [6].

При наличии в порах коллектора трех фаз (газа, нефти и воды) принцип их распределения сходен с двухфазной системой. Вода полностью занимает поры наименьшего размера, углы пор и в виде тонкой прерывистой пленки смачивает остальные поры. Нефть занимает более крупные поры, а газ - центральные участки наиболее крупных, занятых нефтью, и с водой практически не контактирует. Описанное выше представление о течении несмешивающихся флюидов позволяет использовать информацию о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Существует три способа изучения гидродинамических характеристик коллекторов. Первый, наиболее приоритетный и дорогой - специальные исследования в скважинах. Он дает интегральные характеристики пласта или его части и зависит от условий их вскрытия. Второй способ - физическое моделирование фазового течения пластовых флюидов в лаборатории на образцах пород. Его главный недостаток в том, что коллекторы с очень высокой проницаемостью, более 500 млд, и низкой, менее 2-3 млд, практически не исследуются в силу технических особенностей способа. Есть также определенные трудности с подготовкой образцов и подбором моделей пластовых флюидов. Третий способ - математическое моделирование, расчеты фазового течения флюидов по данным о капиллярных давлениях в поровом пространстве коллекторов.

Рассмотрим подробнее случай двухфазного течения смачивающей и несмачивающей фаз в гидрофильном коллекторе, например, для воды и нефти. Лаверетт [9] различает три типа состояния насыщения флюидами в диапазоне 0-100% заполнения порового объема водой, зависящее от смачивания поверхности порового пространства (рис. 3.3). В случае гидрофильной породы, начиная с очень малого процента насыщения, вода образует на поверхности подвешенные прерывные пленки на зернах и кольца на стыках зерен, при этом в самых тонких каналах и малых порах пленки могут занимать весь их объем. Эта вода неподвижна.

Рис.3.3 Экспериментальные кривые фазовой проницаемости  для коллектора из пласта БУ8 Уренгойской площади, Кп = 0,172; Кпрг = 78 млд; Кпрв = 43 млд; Кво = 0,32; Квкр = 0,42; Кно = 0,22

Давление по флюиду не может быть передано по этой разобщенной влаге. По мере увеличения насыщенности смачивающей фазой размеры подвешенных колец и толщина прерывистых пленок увеличиваются и образуется непрерывная пространственная сетка. Водонасыщенность, при которой происходит этот переход, называют равновесной, а чаще критической, а состояние насыщенности ниже критической - подвешенным. При значениях водонасыщенности выше критической для смачивающей фазы открывается непрерывный извилистый путь ее движения, если существует перепад давления по флюиду. Такое состояние насыщенности называют фуникулерным (от слова фуникулер). Значение критической водонасыщенности Квкр можно оценить только в процессе изучения фазового течения. С критической водонасыщенности начинается обводнение потока при совместном движении воды и УВ по поровому пространству.

Несмачивающая фаза будет занимать центральное положение в порах и в отсутствие ее движения называется островной. Движение невозможно для капельно разобщенной нефти, не образующей фильтрующего кластера поровых каналов. Минимальное количество нефти, не участвующей в движении, обычно определяют в процессе фильтрации, в результате длительной отмывки нефтенасыщенного образца водой в условиях, моделирующих пластовые, по методу вытеснения.

Относительные проницаемости зависят от направления, в котором изменяется насыщенность несмачивающей фазой. Если в пласт нагнетается несмачивающая фаза (нефть, газ), такое направление называют дренированием. При этом нефть избирательно вытесняет воду из более крупных капилляров в узкие. В итоге, при перепаде пластового давления образуется два раздельных потока: по системе более крупных пор фильтруется несмачивающая фаза, а по системе более мелких - смачивающая. Считают, что процесс взаимодействия фаз при дренировании минимален.

В противоположность выше названному существует процесс, когда вода первоначально находится в виде остаточной, а нефть занимает остальную часть пространства, т.е. порода гидрофильна или имеет смешанный тип смачиваемости, а вытесняющая фаза - смачивающая. В этом случае капиллярные силы действуют так, что каждый капилляр стремиться впитать воду и вытеснить из него часть нефти, поэтому процесс вытеснения нефти водой называется впитыванием. Первоначально нефтенасыщенность снижается вместе с изменением кривизны границы раздела "нефть-вода" в сплошной нефтяной фазе. Благодаря большой поверхности раздела обе фазы сильно влияют друг на друга и на скорость процесса вытеснения нефти водой.

Из сказанного вытекает, что кривые фазовых проницаемостей по механизму впитывания и дренирования разнятся в зависимости от смачивания породы флюидами и от распределения пор по размерам. Отметим также, что в случае впитывания процесс вытеснения должен зависеть от начальной водонасыщенности значительнее.

При теоретических расчетах используются кривые капиллярного давления, отработанные по механизму дренирования. Но главная особенность расчета в том, что формулы выведены для идеальных флюидов, не взаимодействующих с твердой фазой. Учет различий их движения по поровому пространству осуществляется через объемы, в которых оно происходит.

Когда в пористой среде одновременно движутся несколько флюидов (фаз), закон Дарси записывается через их фазовые проницаемости. Если пренебречь влиянием электрических и магнитных явлений и учесть только силу тяжести, то совместное линейное движение воды, нефти и газа в направлении и характеризует следующая система уравнений [9]:

 3.1а

 3.1б

 3.1в

где - скорости фильтрации фаз в направлении ;  - их фазовые проницаемости; g - ускорение силы тяжести; - плотности флюидов; - градиент пластового давления в направлении ; - угол между направлением течения и горизонтальным направлением, определяемый падением пласта.

Для газовой фазы влиянием силы тяжести можно пренебречь. В водной фазе электрические заряды относительно быстро рассеиваются, в отличие от нефти, содержащей полярные компоненты (асфальт, парафин). Влиянием электрических сил на движение нефти также обычно пренебрегают, но они могут вызывать нежелательное осаждение парафина и таким образом влиять на процесс отбора нефти [9].

Для сравнения подвижности флюидов при их одновременной фильтрации через поровое пространство введен также коэффициент подвижности М, равный отношению подвижностей фаз. Например, для воды и нефти [Уолкотт, 2001]:

 3.2

При разработке месторождений отношение добываемой из скважины нефти и воды оценивается по их текущим объемам q = V • t, приведенным к наземным условиям. Это отношение называют водонефтяным фактором (ВНФ). Между водонефтяным фактором и коэффициентом подвижности существует простое соотношение:

 3.3

где qi - расход флюидов по закону Дарси, Bi - объемные факторы флюидов.

Значение М > 1 означает, что вода имеет преимущество в потоке, тогда как при М < 1 нефть является доминирующей фазой, фронт заводнения устойчив и распространяется на большие расстояния. Когда М > 1, поток неустойчив, вода образует языки обводнения в направлении добывающих скважин. Чем больше М, тем вероятнее образование языков обводнения за счет разности вязкостей фаз.

Количественно развитие обводнения потока в процессе разработки при фронтальном вытеснении нефти или газа пластовой водой описывает функция Лаве-ретта - зависимость доли воды в потоке от водонасыщенности коллектора (пласта). Для изотропного пласта она равна:

 3.4

где qH и qB - расход нефти и воды; qж - общий расход жидкости;  - вязкость нефти и воды; Кфн = f (Кн) и Кфв = f (Кн) - фазовые проницаемости по воде и нефти для текущих значений водонасыщенности коллектора; sinα - угол между направлением течения и горизонталью; dPk / du - градиент капиллярного давления в направлении потока;u;  - плотность нефти и воды; g - ускорение силы тяжести.

Если принять, что капиллярное давление не имеет градиента, угол падения пласта мал, и с небольшой погрешностью для результата заменить фазовые проницаемости на относительные, расчет функции Лаверетта значительно упрощается:

3.5

Формулы (3.4) и (3.5) справедливы для описания движения двухфазного потока, например, когда пласт принадлежит переходной зоне (рис. 3.2), а также для процесса вытеснения нефти водой, поскольку перед фронтом вытеснения всегда образуется продвигающаяся зона смешанного потока.

Функция обводнения потока fB содержит ценную информацию о процессе извлечения УВ при фронтальном водонапорном режиме вытеснения. С ее помощью определяются:

Ø  критическая водонасыщенность, соответствующая началу обводнения притока в скважину;

Ø  остаточная нефтенасыщенность (или соответствующая ей водонасыщенность) в пласте после прорыва фронта вытеснения в скважину, на момент завершения наиболее выгодного режима эксплуатации;

Ø  критическая водонасыщенность, при которой уже не формируется фронт вытеснения и добыча нефти идет по сценарию отмывания нефти большим количеством воды, т.е. при экономически невыгодном режиме;

Ø  коэффициенты вытеснения на разной стадии разработки;

Ø  проводится деление пласта на зоны однофазного притока водой, двухфазного и однофазного нефтью (газом);

Ø  значение скорости продвижения фронта.

3.1.2 Расчет относительной фазовой проницаемости

Кривая капиллярного давления используется для расчёта и построения графика зависимости фазовых проницаемостей <javascript:ShowImage('02.gif',540,465)> по нефти и воде (а также обводнённости пластового флюида) от коэффициента водонасыщенности Кв. Определяются критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** соответственно для заданных уровней содержания воды в добываемом флюиде: 1%, 50%, 99%. Эти критические значения Кв используются при оценке характера насыщения (нефть, переходная зона, вода) по данным ГИС <#"719806.files/image069.gif"> λ , (3.6)

или в интегральной форме:

=  λ . (3.7)

Следует отметить, что расчетное значение проницаемости в этом уравнении не зависит от свойств жидкости, т.е верно только для газа с поправкой за эффект Клинкенберга [2, 8, 10]. .

После приведения всех входящих в формулу величин к единой системе измерения для капиллярных кривых в системе вода-воздух формулы (3.6) и (3.7) имеют следующий вид:

= Кп*0,216*270 , (3.8)= Кп*0,216*270, (3.9)

где рк - в атм, Кп - в долях, k - в мд.

Относительные фазовые проницаемости для смачивающей (воды) и не смачивающей (нефть, газ) фаз, построенные на базе уравнения Пурцелла имеют следующий вид:

 (3.10)

(3.11)

где:абсолютная проницаемость;

Рк- капиллярное давление;

Кв - текущая водонасыщенность;

Кво - остаточная пластовая вода;

Кно - остаточная нефтенасыщенность.

Обращает на себя внимание, что в формулах (3.10) и (3.11) пределы изменения Кв в дроби, стоящей перед отношением интегралов, и пределы у интегралов не согласованы. Если верхний предел, как было показано выше, равен (1- Кно), то окажется, что относительная проницаемость по нефти будет существовать при Кв>(1-Кно).

Чтобы выйти из этого противоречия , можно поступить двояко:

) согласовать пределы изменения Кв для интегралов и скобок;

) приравнять нулю все проницаемости по нефти для Кв больших (1-Кно).

При этом результаты счета будут различны.

Согласование пределов, на первый взгляд кажется более верным. Однако, если вспомнить, что формулы Бурдайна - это продолжение уравнения Пурцелла, то имеет смысл проанализировать, какие значения абсолютных проницаемостей будут получены при согласовании пределов. Оказалось, что при СОГЛАСОВАНИИ ПРЕДЕЛОВ ПОЛУЧАЕМ ОЧЕНЬ НИЗКИЕ ЗНАЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ.

Это вынуждает рассмотреть вариант расчета относительных проницаемостей с разными пределами изменения Кв для скобок и интегралов. Для второго варианта намечается следующий порядок расчетов.

.Вычисляем абсолютную проницаемость по Пурцеллу, определяем Кно и верхний предел интегрирования или суммирования.

. На «водной» кривой капиллярного давления Кво соответствует значениям выхода кривой на вертикаль, где Кв константа. Это Кво используется для расчета скобок и как нижний предел интегралов. Таким образом по нижнему пределу изменения Кв скобки и интегралы согласованы.

3. Кно, рекомендованное по данным эксперимента, используем только при расчете скобок, стоящих перед интегралами.

4. Приравниваем нулю все значения относительной проницаемости по нефти для Кв>(1-Кно).

Первый вариант расчета проще, нижний предел интегрирования - Кво, а верхний

(1-Кно), то есть согласуем оба предела.

Для расчета используются вязкости флюидов в пластовых условиях по результатам исследования проб и расчетные относительные проницаемости для разных водо- нефтенасыщенностей коллектора.

·        критическое значение водонасыщенности (Квкр)1 по графику

ѓв (Кв) при значении ѓв= 1% и (Ккр)2, при котором не формируется фронт вытеснения;

·        графически, по положению касательной к функции ѓв, проведенной из точки Кво - остаточную нефтенасыщенность и нефтеотдачу на момент прорыва вытесняющих вод [2, 10].

Большая часть экспериментальных исследований по относительной фазовой проницаемости проводились по двух фазным системам.

Насыщенность kв* при которой начинается двигаться вода, называется критической. Насыщенность при kв**, при которой перестает двигаться вытесняемая фаза, называется остаточной.

Поскольку крутизна кривых капиллярного давления используется в численных методах, при критических насыщенностях должна быть конечна, для определения насыщенности, при которой вытесняемая фаза становится неподвижной, нельзя использовать определяется остаточной насыщенностью, при которой относительная проницаемость становиться равно нулю.

В терминах обобщённого закона Дарси это означает что фаза перестает двигаться вследствие нулевой подвижности, а не в результате того, что внешняя сила равны нулю. Отсюда следует, что нет необходимости различать критическую и остаточную насыщенности.

Понятие “водонефтяной контакт (ВНК)” терминологическое, поскольку четкой границы, которая разделяет породы, содержащие 100 % воды, от пород, насыщенных УВ, не существует. Их разделяет сложная переходная зона (см. рисунок 3.2). Мощность переходной зоны и ее строение для каждого типа коллектора зависят от формы кривой капиллярного давления, и прежде всего от того, какой коллектор имеем - крупнопоровый хорошо проницаемый или мелкопоровый малопроницаемый.

Для построения модели пласта Ю12 скважины №3002 Игольско-талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения были использованы значения, полученные путем лабораторных исследований, проводимых на керновом материале, которые приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Исходные данные скв.3002 Игольско-Талового месторождения

Лабор. номер        Интервал отбора, м         Место взятия, м Пласт    Кп, %     Кпр, мД                Кпр.эф. мД          вязН,( )

сП

 

2131-06//

2816,8-2823,45

1,59нк

J1-2

10,4

6,3

3,3

1,55

Остаточная водонасыщенность Кво, %      вязВ,( )

сП

 

Давление вытеснения, МПа


0,621

0,414

0,207

0,103

0,055

0,028

0,014


44,5

45,8

47,7

63,2

81,9

96,0

97,0

0,38

Кно, %

плотНпл, г/см3

плотВпл, г/см3

ПНпл/ПНлаб (дин/см)

гранич.обводнен.,%






Kв*

Kвкр

Kв**


30,4

0,7806

1,018

0,35

1

50

99



В продуктивном пласте капиллярные давления и сила тяжести уравновешивают друг друга. Поэтому, имея капиллярную кривую, функцию обводнения (fв) и зная разницу плотности пластовой воды и нефти (газа), можно рассчитать ''нефтяной столб” или мощности зон нефтенасыщенности коллекторов, слагающих продуктивный пласт. В результате на качественном уровне оценивается состав притока в зависимости от превышения слоя коллектора над абсолютным ВНК, ниже которого породы имеют водонасыщенность, равную 100% и Рk=0.

По исходным данным и представленным выше формулам бала построена кривая капиллярного давления, которая использовалась для расчета и построения графика зависимости фазовых проницаемостей по нефти и воде от коэффициента водонасыщенности, представленного на рисунке 3.5. После этого, были определены критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** соответственно для заданных уровней содержания воды в добываемом флюиде: 1%, 50%, 99%. Расчеты эффективных и относительных проницаемостей выполнены в программе Excel. Затем, по кривым относительных проницаемостей была определена функция обводнения притока (функция Лаверетта) по формуле:

ѓв = 1/(1+) , (3.12)

где - отношение подвижности нефти к подвижности воды.

Значения данной функции графически представлены на рисунке 3.5 б.

а)

 б)

Рисунок 3.5 Капиллярная кривая (а) и относительные фазовые проницаемости (б) коллектора Ю12 Игольско-Талового месторождения.

По представленному на рисунке 3.5а графику зависимости коэффициента водонасыщенности от давления вытеснения, видно, что между ними наблюдается обратная связь, т.е. при увеличении давления вытеснения коэффициент водонасыщенности уменьшается. По полученным значениям относительных фазовых проницаемостей (ОФП) (графически представленных на рисунке 3.5б) можно сделать вывод о том, что при увеличении содержания соответствующей фазы ОФП увеличивается, а также, что при совместной фильтрации воды и нефти, т.е. в переходной зоне, коллектор обладает наименьшей проницаемостью.

Для построения модели пласта Ю12Игольско-Талового месторождения необходимо рассчитать превышение границ '' нефтяного столба“ над абсолютным ВНК (формула 3.13), а также для каждого параметра водонасыщенности определить критические значения удельного электрического сопротивления, используя уравнение для параметра насыщения (формула 3.14).:

, (3.13)

где  - капиллярное давление в атм.;  - плотности воды и нефти в г/см3; К=0.34 - коэффициент перевода капиллярных давлений, измеренных в лабораторных условиях;  - давление вытеснения в атм. Давление вытеснения отсекает на кривой Рк объем разрозненных пустот, которые не образуют проводящего флюида кластера и не участвуют в балансе капиллярных сил с силой тяжести.

 (3.14)

 

Полученные при расчете значения водо-нефтенасыщенности занесены в таблицу 3.2

Таблица 3.2 Значения водо-нефтенасыщенности на границах '' нефтяного столба“ и их превышения над абсолютным ВНК для коллектора плпста Ю12 скважины 3002 Игольско-Талового месторождения

параметр

его значение

превышение над абс.ВНК,м

критическое сопротивление (ρкр,Ом*м)

пояснения к значению параметра

kво

0.45

52

13,3

Определяет подошву зоны остаточной воды. Приток чистой нефти, малая вероятность обводнения (определяем по кривой Рк)

1-kно

0.68

10

6,2

Определяет кровлю зоны остаточной нефти, подошва которой абс.ВНК (определяем по нулевой фазовой проницаемости по нефти)

kвкр1

0.525

20.2

10

Соответствует однопроцентному обводнению притока (fв=0.01)

kвкрП

0.615

13

7,4

Определяется графически по касательной к кривой fв или по концу основного фильтрующего кластера поровых каналов (завершение фронтального вытеснения нефти водой)

kв, где kпрВ= kпрН

0.612

13.2

7,5

Водонасыщенность, для которой фазовые проницаемости по воде и нефти равны, ниже этой отметки коллектор работает преимущественно водой

Рисунок 3.6 Модель пласта Ю12 скважины 3002 Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения.

Таким образом, по значениям, полученным путем лабораторных исследований, проводимых на керновом материале были рассчитаны значения фазовой проницаемости и электрического параметра насыщения, по данным которых были определены критические значения водонасыщенности, соответствующие началу фильтрации воды и окончанию фильтрации безводной нефти. Также было определено положение ВНК, необходимого для проведения правильной перфорации, для определения эффективных мощностей и подсчетов запасов месторождения. Для наглядного представления по значениям критической водонасыщенности была построена модель пласта Ю12 скважины 3002 Игольско-Талового месторождения.

3.2 Актуальная зарубежная публикация на тему выпускной квалификационной работы: «Общие сведения о нефти»

Флюиды, добытые из нефтяных и газовых скважин, обычно состоят из смеси сырой нефти, природного газа, и соленой воды. Эти смеси являются очень трудными для обращения, измерения, или транспортировки. В дополнение к трудности, это также опасно и дорого- перевозить эти смеси на нефте- и газоперерабатывающие заводы . Далее, заводы по нефте- и газопереработке, на которые доставляются цистернами углеводороды, требуют определенных технических требований к каждому флюиду. Кроме того, существуют экологические ограничения для безопасной и приемлемой обработки флюидов углеводорода и избавления от добытой соленой воды. Следовательно, необходимо обработать добытые флюиды, чтобы привести к продуктам, которые удовлетворяют требованиям, установленным клиентом, и безопасны для обращения.

ОБРАБОТКА СЫРОЙ НЕФТИ

Сырые нефте-газо-водные смеси, добытые из скважин, обычно направляются, через линии потока и главную систему, к центральному устройству обработки, обычно называемому заводом разделения газойля (GOSP). Первый шаг в обработке добытого потока - разделение фаз (нефть, газ, и вода) на отдельные потоки. Это имеет место в механических устройствах, известных как сепараторы (разделители) газойля с двумя фазами, когда добытый поток не содержит воды или сепараторы с тремя фазами, когда произведенный поток содержит воду. Сепараторы используются, чтобы уменьшить лишнее давление из-за газа, связанного с добытым сырьем и, следовательно, отделяют его от нефти. Когда в добытом потоке есть вода, сепараторы также используются, чтобы отделить свободную воду от нефти. Как только разделение сделано, каждый поток подвергается надлежащей обработке для дальнейшей обработки

Нефть, оставляющая сепаратор, обычно не удовлетворяет требованиям покупателя. Нефть может все еще содержать примерно 10% - 15% воды, которая имеет место главным образом как эмульгированная вода.

Присутствие этой соленой воды наносит серьезную коррозию и проблемы вычисления при транспортировке и перерабатывающих операциях. Вода, остающаяся в нефти, известна как первичные отложения и вода (BS&W). Максимум 1% BS&W, а в некоторых случаях и менее, чем 0.5 % BS&W является приемлемым. Предел содержания соли остаточной воды в нефти обычно находится в диапазоне 10 - 15 фунтов соли на тысячу баррелей нефти. Если эти требования не будут удовлетворены, то будет необходима дальнейшая обработка нефти, покидающей сепаратор. Такая обработка включает обработку/обезвоживание эмульсии и опресняющие процессы. После обработки нефти может потребоваться стабилизировать сырую нефть, чтобы оптимизировать нефтеотдачу и уменьшить её летучесть. Немного добытой сырой нефти содержит водородный сульфид и другие продукты серы. Когда их содержание более, чем 400 миллионных долей от газа H2S, нефть классифицирована как кислое сырье.

Сырые нефти содержит следующие вещества:

Вода, представленная в двух формах: эмульсия (10%) и свободная вода (30%)

Соль 50-250 мг/л формации воды

Газ: растворенный газ (600 кубических футов на баррель сырой нефти)

H2S: 1000 миллионных долей

Обработанные сырые нефти имеют следующие конечные технические характеристики:

Содержание воды: максимум 0,3 %

Содержание соли: 10 фунтов (такой, как NaCl) на 1000 баррелей нефти

H2S: 70 ppm

Давление газа: 10 фунтов на квадратный дюйм

ПОЛЕВАЯ ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Природный газ, связанный с производством нефти (нефтяной газ) или добытый на месторождениях газа, обычно содержит нежелательные компоненты, такие как H2S, CO2, N2, и водный пар. Полевая обработка природного газа подразумевает удаление таких нежелательных компонентов прежде, чем газ сможет быть продан на рынок. Определенно, газовое содержание H2S, CO2, и водного пара должно быть уменьшено до приемлемых концентраций. N2, с другой стороны, может быть удалено, если это допустимо. Сжатие газа обычно необходимо после этих процессов обработки. Кроме того, газ подвергается разделению и разбивке для восстановления некоторых компонентов углеводорода, которые используются как сырье для промышленности для нефтехимической промышленности.

Несколько схем могут быть рекомендованы для полевой обработки и разделения природного газа, но определенное решение это обычно функция состава газового потока, местоположения этого источника, и рынков, доступных для полученных продуктов (рисунок 3.2.2).

Ненефтяные газы, включая газовые конденсаты, являются также потенциальным источником углеводородов для многих стран-производителей нефти. Обработка газовых конденсатов, однако, включает низкотемпературную технику.


Полевая обработка природного газа, обычно, выполняется по двум главным причинам:

1. Необходимость удаления примесей из газа;

. Желание увеличения отдачи жидкого продукта, полученного обычной газовой обработкой;

ФОРМИРОВАНИЕ И НАКОПЛЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Было предложено несколько теорий, чтобы объяснить формирование и происхождение нефти и газа; они могут быть классифицированы как органическая теория нефтяного происхождения и неорганическая теория происхождения. Органическая теория обеспечивает объяснение, наиболее принятое учеными и геологами.

Этому верят, и есть свидетельство, что древние моря покрывали большую часть существующей области земли миллионы лет назад. Аравийский Залив и Мексиканский залив, например, являются частями таких древних морей. За эти годы, реки, текущие вниз к этим морям, несли большие объемы глины и осадочных материалов в море. Глина и осадочные материалы были распределены и отложены слой на слой по морскому дну. Наращивание тысяч футов глины и слоев осадка заставило морские этажи медленно погружаться и сжиматься. Это, в конечном счете, стало осадочными породами (песчаники и сланцы, и карбонаты), где нефть находится сегодня.

Очень большое количество маленьких растений и животных, которые появились в море с речной глиной и осадочными материалами, и намного большее количество маленькой морской жизни, осталось на морских этажах, и составило источник нефти. Эти маленькие организмы умерли и были погребены под привнесенным алевритом и, таким образом, были защищены от обычного распада. За многие годы давление, температура, бактерии, и другие реакции заставили эти мертвые организмы изменяться в нефть и газ.

Газ был сформирован при более высоко-температурных условиях, тогда как нефть-при более низко-температурных. Породы, где нефть и газ были сформированы, известны как материнская порода.

Накопление Нефти и Газа

Нефть, газ, и соленая вода заняли поры- свободные пространства между зернами песчаников, или поры, трещины, и каверны известняков и доломитов. Всякий раз, когда эти породы изолировались слоем непроницаемой породы, покрывающей породы, нефть, накапливающаяся в порах материнской породы, захватывалась в ловушку и формировала нефтяной резервуар. Однако, когда таких условий заманивания в ловушку нефти в пределах материнских пород не было, нефтяной газ перемещался (мигрировал), под эффектами давления и силы тяжести, от материнской породы, пока он не был пойман в ловушку в другой захватывающей (запечатанной) породе.

Из-за различий в плотности, газ, нефть, и вода, разделяются в пределах резервуара. Газ занял верхнюю часть ловушки, вода заняла часть основания ловушки, с нефтью между газом и водой.

Геологическую структуру, в которой нефть была поймана в ловушку и накопилась, независимо от того было ли это материнской породой, или породой, к которой мигрировала нефть, называют нефтяным резервуаром.

В итоге, формирование нефтяного резервуара включает сначала накопление остатков земли и морской жизни и их погребения в глине и осадочных материалах древних морей.

Это сопровождается разложением их остатков при условиях, которые повторно комбинируют водород и углерод, чтобы сформировать нефтяные смеси. Наконец, сформированная нефть или поймана в ловушку в пределах пористой материнской породы, когда покрывающая порода существует, или она мигрирует от материнской породы до другой захватывающей (запечатанной) структуры.

ТИПЫ НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Нефтяные резервуары обычно классифицируются согласно их геологической структуре и механизму их разработки.

Геологическая Классификация Нефтяных Резервуаров

Нефтяные резервуары бывают в различных размерах и формах геологических структур. Обычно удобно классифицировать резервуары согласно условиям их формирования следующим образом:

1. Выпуклые или резервуары антиклинали:

Эти резервуары сформированы сворачиванием пластов породы.

Купол круглый по контуру, антиклиналь длинная и узкая. Нефть (и/или газ) перемещалась или мигрировала вверх через пористые слои, где и была поймана в ловушку герметизирующей покрывающей породой и формой структуры.


. Резервуары тектонических нарушений:

Эти резервуары сформированы при сдвиге и смещении (сброс) слоев. Движение непористой породы напротив пористого формирования, содержащего нефть/газ, создает запечатывание. Наклон нефтематеринской породы и сброс захватывают нефть/газ в резервуаре.


3.Резервуары соляного купола:


Этот тип структуры резервуара, который имеет форму купола, был сформирован из-за восходящего движения большого, непроницаемого соляного купола, который исказил и поднял нижележащие слои породы. Нефть поймана в ловушку между покрывающей породой и основным непроницаемым пластом породы, или между двумя непроницаемыми слоями породы и соляного купола.

4. Стратиграфические несогласия

Этот тип структуры резервуара, был сформирован в результате стратиграфического несогласия, где непроницаемая покрывающая порода залегала ниже , рассекая поверхности нижних слоев.


5. Линзовидные резервуары

В этом типе резервуара нефти пористое формирование изолировано окружением, непористым формированием. Нерегулярное смещение отложений и сланца во время формирования формаций- это вероятная причина для такого резкого изменения в пористости формации.


. Смешанные резервуары (комбинированные):

В этом случае, комбинация из сворачивания, сбросов, резких изменений в пористости, или других условий, создает ловушку общего типа резервуара.

Механизмы движения резервуаров

В то время, когда нефть формировалась и накапливалась в резервуаре, энергия давления нефтяного газа и воды была также сохранена. Когда скважина бурится через резервуар, давление в скважине должно быть ниже чем давление в нефтяной формации, тогда энергия газа, или воды, или и того и другого переместила бы нефть от формации в скважину и подняла бы её до поверхности. Поэтому, другой способ классифицировать нефтяные резервуары, который представляет интерес для промышленности, состоит в том, чтобы характеризовать резервуар согласно механизму добычи, ответственного за перемещение нефти от формации в стволе скважины и до поверхности.

НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ

Как было объяснено ранее, нефть и газ существуют в резервуарах, расположенных на тысячи футов ниже поверхностных и океанских этажей Земли. Эти резервуары существуют только в определенных местоположениях в зависимости от геологической истории Земли. Поэтому, определение местоположение нефтяных резервуаров - очень трудная задача и является, вероятно, самым стимулирующим аспектом нефтяной промышленности. Нахождение, или обнаружение нефтяного резервуара включает три главных действия: геологическая съемка, геофизическая съемка, и разведочное бурение.

Геологическая Съемка

Геологическая съемка - самый старый и первый используемый инструмент для того, чтобы определить потенциальные местоположения, где была бы возможность обнаружения подземных нефтяных резервуаров. Она включает экспертизу поверхностной геологии, обнажений формаций, и поверхностных образцов пород. Собранная информация использовалась в совокупности с геологическими теориями для определения- имеют ли место быть резервуары в разведанном местоположении. Результаты геологической съемки не являются заключительными и только предполагают возможность обнаружения нефтяных резервуаров. Оценка успеха обнаружения нефтяных резервуаров, используя одни только геологические съемки была исторически низка. В настоящее время, геологические съемки используются вместе с другими геофизическими съемками, чтобы обеспечить более высокие оценки успеха в обнаружении нефтяных резервуаров.

Геофизическая съемка

Есть главным образом четыре типа геофизических съемок, используемых в промышленности: гравиразведка, магниторазведка, сейсморазведка, и электроразведка.

Гравиразведка - наименее дорогой метод обнаружения возможного нефтяного резервуара. Она включает использование инструмента, гравиметра, который принимает отражение плотности от поверхности породы. Например, поскольку соль менее плотна чем породы, гравиметр может обнаружить присутствие соляных куполов, которые указали бы присутствие структуры антиклинали. Такая структура - кандидат на возможное накопление нефти и газа.

Магниторазведка. Магнитная съемка может использоваться, чтобы определить наличие и глубину подповерхностных вулканических формаций, или коренных пород, которые содержат высокие концентрации магнетита. Такая информация используется, чтобы идентифицировать присутствие осадочных формирований над коренными породами.

Сейсморазведка включает посылку сильного давления (звука), волны через землю и получение отраженных волн от различных поверхностей нижележащих пластов породы. Звуковые волны создаются либо при использовании огромных вибраторов земли либо при использовании взрывчатых веществ. Очень большое количество собранных данных, которое включает в себя время прохождения волн и их особенности, анализируется, чтобы обеспечить определение подповерхностных геологических структур и определить местоположения ловушек, которые являются подходящими для скопления нефти.

Этот тип съемки является самым важным и самым точным из всех геофизических съемок. Существенное технологическое развитие в области сейсморазведки было достигнуто в последние годы. Усовершенствование сбора данных, манипуляции, анализа, и интерпретации увеличили значение и точность сейсморазведки. В дальнейшем, развитие трехмерной (3D) сейсморазведки позволило делать трехмерные описания подповерхностных геологических структур.

Разведочное бурение

Данные, собранные из геологических и геофизических съемок, используются, чтобы сформулировать вероятные определения и реализацию геологической структуры, которая может содержать нефть и/или газ. Однако, мы все еще должны определить, существует ли нефть в этих геологических ловушках, и если она действительно существует, доступна ли она в таком количестве, которое делает развитие месторождения нефти/ газа экономным? Единственный способ дать определенные ответы состоит в том, чтобы бурить и тестировать эксплуатационные скважины.

Эксплуатационная скважина, известная поисково-разведочная скважина как, бурится в местоположении, определенном геологами и геофизиками. Скважина бурится с недостаточными данными, о природе различных пластов породы, которые будут бурить, или о флюидах и давлении, которые могут существовать в различных формированиях. Поэтому, завершение скважины и программа бурения обычно сверхразрабатываются, чтобы уверить в безопасности операции.

Как только эксплуатационную скважину пробурят, отбирается керн и исследуется на его состав и содержание флюидов. Данные используются, чтобы идентифицировать тип формации на различных глубинах и проверить присутствие материалов углеводорода в пределах породы.

Есть несколько каротажных инструментов или методов, (электрический каротаж, радиоактивный, и акустический), которые используются, чтобы собрать информацию вокруг бурящихся формирований. Эти инструменты опускаются в скважину на каротажном кабеле и, пока они опущены, взвешенные сигналы передаются на поверхность и регистрируются на компьютерах. Собранные сигналы интерпретируются и воспроизводятся в форме породы и свойств флюидов против глубины.

Эксплуатационная скважина обеспечивает важными данными о породе и свойствах флюида, типе и насыщенности флюида, начальном давлении резервуара, продуктивности резервуара, и т.д.

В большинстве случаев, однако, данные, предоставленные эксплуатационной скважиной, не будут достаточны. Дополнительные скважины, вероятно, должны буриться, чтобы обеспечить лучшее определение размера и особенностей нового резервуара. Конечно, не каждая эксплуатационная скважина приведет к обнаружению резервуара.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

4.1 Организационно-экономический раздел


Характеристика геофизического предприятия

Игольско-Таловое нефтяное месторождение относится к Каргасокскому району Томской области. Проектируемые геофизические исследования будут проводиться комплексной партией, которая входит в состав полевой геофизической экспедиции ООО «Томскгазпромгеофизика» г. Томск.

Проведение полевых работ будет производиться вахтовым методом. На территории месторождения расположен геофизический посёлок, в котором расположены жилые вагончики, геофизические приборы, автопарк, а также баня. Доставка материала в КИП осуществляется по средствам Интернета или отвозится на носителях информации (жесткие диски, CD-диски, карты памяти).

Основная часть камеральных работ и планово-экономические работы будут осуществляться в офисе предприятия в г. Томск. Предприятие располагает своей интерпретационной службой, оснащенной новейшим компьютерным и программным обеспечением.

В составе геофизической экспедиции, камерально-интерпретационной партии, экономическо-планового отдела, аппарата управления трудятся квалифицированные специалисты, имеющие большой опыт работы, связанный с данного рода исследованиями.

Производственный состав:

промыслово-геофизические партии.

партии забойных телесистем навигации наклоннонаправленного и горизонтального бурения,

партии контроля параметров бурения,

партии контроля процесса цементирования скважин,

контрольно-интерпретационная партия,

аппаратно-метрологический цех,

транспортно-строительный участок.

Во главе организационной структуры предприятия стоит генеральный директор, функция которого состоит в мониторинге рабочего процесса предприятия.

В его непосредственном подчинении находится главный инженер 1-й заместитель директора, финансовый директор, заместитель директора по производству, заместитель директора по общим вопросам главный геолог, а также отделы: кадров.

Отдел кадров занимается подбором квалификационных кадров, является гарантом правовой защиты работника связанной с законодательством о труде, также регулирует стабильность предприятия в плане найма работников.

Финансовому директору подчиняется главный бухгалтер, в чьём ведении находится проектно сметная группа, отдел экономического анализа и планирования и бухгалтерия.

Проектно сметная группа осуществляет расчет смет и ведет сметную документацию.

Отдел экономического анализа и планирования занимается планированием.

Бухгалтерия ведет документацию по всем выполненным работам и сделкам, занимается учетом доходов и расходов предприятия, распределяет ФЗП между работниками, а так же выполняет другие работы связанные с материальными ценностями.

Заместителю директора по общим вопросам подчиняются: база производственного обслуживания, административно хозяйственный отдел, отдел материально технического снабжения.

Отдел материально технического снабжения занимается вопросами снабжения производственных подразделений предприятия необходимыми материалами.

В подчинении главного геолога находятся геологический отдел.

Геологический отдел занимается стратиграфией (расчленением пластов) месторождения, обобщением результатов выполненных работ и непосредственно ответственен за сдачу материала заказчику, а также за качество выдаваемого материала.

Заместителю директора по производству подчиняются производственно технический отдел, отдел главного энергетика, служба техники безопасности, служба безопасности и отдел главного механика.

Служба техники безопасности следит за выполнением норм и правил ТБ при производстве работ.

Служба безопасности предприятия, отвечает за безопасность, обеспечивает пропускной режим на предприятии, следит за сохранностью производственного и личного имущества сотрудников.

Главный механик отвечает за автопарк общества, гараж.

Главный инженер решает задачи связанные с полевыми работами и с обеспечением аппаратурой производственных подразделений, введением новых технологий выполнения работ.

В подчинении главного инженера находятся КИП, начальник МПГЭ.

Под руководством главного инженера так же находятся начальник службы безопасности и главный механик.

Начальник КИП, отвечает за камеральную обработку первичного материала, за сдачу материала заказчику, а также за качество выдаваемого материала. КИП тесно связан с работой главного геолога.

Начальнику МПГЭ подчиняется главный инженер МПГЭ, которому подчиняются промыслово-геофизические партии, партии забойных телесистем и навигации наклоннонаправленного и горизонтального бурения, партии контроля параметров бурения и газового каротажа, партии контроля процесса цементирования скважин, партия ВНТ, комендант общежития, начальник транспортного участка, ведущий инженер аппаратно метрологического цеха, заведующий материальным складом и начальник строительного участка.

Начальник транспортного участка на базе является ответственным лицом за ремонт автомобилей.

У него в подчинении находится транспортный участок включающий гараж и склад.

Главный механик отвечает за автопарк.

Комендант общежития отвечает за общежитие и за размещение рабочих на базе.

Начальник строительного участка на базе является ответственным лицом за ремонт помещений и за строительные работы.

Заведующий материальным складом отвечает за поступление спецодежды и за своевременную выдачу её рабочим.

В подчинении ведущего инженера аппаратно метрологического цеха находится аппаратно метрологический цех занимающейся эталонировкой и ремонтом скважинной аппаратуры, инклинометрическая лаборатория, склад РВ и склад ВМ.

Основным подразделением предприятия является партия под руководством начальника партии, который подчиняется главному инженеру МПГЭ.

4.1.1 Технико-экономическое обоснование продолжительности работ по проекту

Таблица видов и объёмов проектируемых работ (Технический план)

Комплекс проектируемых работ зависит от геологической задачи, которая формулируется в геологическом задании.

Для определения денежных затрат, связанных с выполнением геологического задания, необходимо определить прежде всего время на выполнение отдельных видов работ по проекту, спланировать их параллельное либо последовательное выполнение и определить продолжительность выполнения всего комплекса работ по проекту.

Денежные затраты на производство геологоразведочных работ будут зависеть от:

видов и объемов работ;

геолого-географических условий;

материально-технической базы предприятия;

квалификации работников;

уровня организации работ.

Виды и объёмы проектируемых работ указаны в таблице 4.1.1.

Таблица 4.1.1 Виды и объемы проектируемых работ (Технический план)

Виды работ

Оборудование

Объём

Условия производства работ









Ед. изм.

Кол-во


1

Комплексный каротаж

Подъёмник каротажный самоходный ПКС-3,5М Каротажная станция“Кедр-02/1.5В”, программа “Геофизика”



2



“К1А-723М”

м

11400




“К3а-723”

м

7400




“ВИКИЗ”

м

7400




“ИОН-1(ИОН-1 + ГК)”

м

26800




“Кедр-80СКПД”

м

11400




“АКВ-1”

м

18800




“СГДТ-НВ-Ц”

м

15400




“РК5-76”

м

15120




“СГП2-Агат”

м

7400




“ЦМ-8-12-Ц”

м

4000


2

Контроль параметров бурения и газовый каротаж

Цифровые компьютеризированные комплексы “СИРИУС-2000”

м

11400

2

3

Перфорация колонн, термометрия

Перфораторы “ПК-105С” или “ПНКТ 89СМ”

м

320

2



“КСА-А2-36-80/60”

м

11400


4

Контрольно-интерпретационные работы

Средства вычислительной техники Программное обеспечение: “Геккон”, “Камертон”, “СИАЛ-ГИС”, “МФС ВИКИЗ”, “СГДТ-МИД-К”, “Еdit-Kar”, “Shop-Kar”

м

11400

1

Виды и объёмы проектируемых работ определяются комплексом ГИС, проектным забоем скважин, расстоянием от базы до места исследований.

В данном случае проектный забой скважин - 2300 м, работы по проекту в 4-х скважинах.

В качестве нормативного документа был использован справочник “Производственно-отраслевые сметные нормы на геофизические услуги в скважинах на нефть и газ” (ПОСН 81-2-49).

Таблица 4.1.2. Виды и объёмы проектируемых работ по проекту (для одной скважины).

Наименование исследований

Масштаб записи

Замеры и отборы проводятся




На глубине, м

В интервале, м





кровля

подошва

Каротаж кондукторв в открытом стволе

1

Стандартный каротаж зондом А2,0M0,5N

1:500

1000

0

1000

2

Кавернометрия

1:500

1000

0

1000

3

Инклинометрия

через 20м

1000

0

1000

Каротаж кондукторов в обсаженном стволе

1

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)

1:500

1000

0

1000

2

Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12-Ц)

1:500

1000

0

1000

Каротаж в открытом стволе

1

Стандартный каротаж зондом А2,0М0,5N; ПС

1:500

2300

1000

2300

2

Стандартный каротаж зондами А2,0М0,5N; N11M0,5N; ПС

1:200

2300

1000

2300

3

Кавернометрия

1:500

2300

1000

2300

4

Профилеметрия

1:200

2300

1000

2300

5

Микрокаротаж

1:200

2300

1000

2300

6

Боковой микрокаротаж (БМК)

1:200

2300

1000

2300

7

Боковой каротаж (БК)

1:200

2300

1000

2300

8

БКЗ зондами: A8,0M1,0N; А4,0M0,5N; N0.5M2,0A; A1,0M0,1N; A0,4M0,1N

1:200

2300

1000

2300

9

Индукционный каротаж (ИК)

1:200

2300

1000

2300

10

Акустический каротаж (регистрация КТН)

1:200

2300

1000

2300

11

ВИКИЗ

1:200

2300

1000

2300


Гамма каротаж

1:200

2300

1000

2300


ННК-Т

1:200

2300

1000

2300

12

Плотностной гамма-гамма каротаж

1:200

2300

1000

2300

13

Резистивиметрия

1:200

2300

1000

2300

14

Инклинометрия

через 20 м

2300

1000

2300

Каротаж в обсаженном стволе

1

Гамма каротаж

1:500

2300

1000

2300

2

ННК-Т

1:500

2300

1000

2300

3

МЛМ

1:500

2300

0

2300

4

1:200

2300

1000

2300

5

ННК-Т

1:200

2300

1000

2300

6

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)

1:500

2300

0

2300

7

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)

1:200

2300

1000

2300

8

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц)

1:500

2300

0

2300

9

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц)

1:200

2300

1000

2300

10

Инклинометрия

через 20 м

2300

0

2300

11

Термометрия

1:200

2300

0

2300

Работы в обсаженном стволе

1

Гамма-каротаж

1:200

2300

в продуктивном интервале

2

Перфорация


2300

в продуктивном интервале


1

Контроль параметров бурения и газовый каротаж

Проводится на всей продолжительности бурения скважины




2300

0

2300


1

Контрольно-интерпретационные работы


2300

0

2300


СПК -115190 м.

Проезд до места исследований вертолётным транспортом.

Тех дежурство - 12 ч.

Интерпретация - 50% от стоимости полевых работ.

Расчет затрат времени, труда, материалов и оборудования

Расчеты затрат времени, труда, материалов и оборудования производим для каждого проектируемого вида работ. Эти расчеты оформлены в виде таблиц.

Расчёт затрат времени

Расчёт затрат времени проводим для комплексной партии выполняющей комплексный каротаж на одной скважине. (расчёты затрат времени приведён в таблице 4.1.3).

Таблица 4.1.3 Расчет затрат времени

Вид работ

Объём

Норма времени по ПОСН 81-2-49

ед. изм.

Итого времени на объем, мин.









Ед. изм.

Кол-во




1

Стандартный каротаж

м

4700

3

мин/100м

141

2

Вспомогательные работы при стандартном каротаже

опер

1

39

мин/опер

39

3

ПС

м

2850

3

мин/100м

85,5

4

Вспомогательные работы при ПС

опер

1

39

мин/опер

39

5

Кавернометрия

м

2850

3,7

мин/100м

105,45

6

Вспомогательные работы при кавернометрии

опер

1

49

мин/опер

49

7

Инклинометрия (тчк через 25 м)

тчк

285

1,4

мин/тчк

399

8

Вспомогательные работы при инклинометрии

опер

1

17

мин/опер

17

9

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)

м

5700

30

мин/100м

1710

10

Вспомогательные работы при АКЦ

опер

1

94

мин/опер

94

11

Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12-Ц)

м

1000

15

мин/100м

150

12

Вспомогательные работы при плотностной цементометрии

опер

1

57,5

мин/опер

57,5

13

Профилеметрия

м

1850

3,7

мин/100м

68,45

14

Вспомогательные работы при профилеметрии

опер

1

49

мин/опер

49

15

Микрокаротаж

м

1850

8,1

мин/100м

149,85

16

Вспомогательные работы при микрокаротаже

опер

1

39

мин/опер

39

17

Боковой микрокаротаж (БМК)

м

1850

8,1

мин/100м

149,85

18

Вспомогательные работы при БМК

опер

1

39

мин/опер

39

19

Боковой каротаж (БК)

м

1850

3,3

мин/100м

61,05

20

Вспомогательные работы при БК

опер

1

39

мин/опер

39

21

БКЗ

м

1850

3

мин/100м

55,5

22

Вспомогательные работы при БКЗ

опер

1

39

мин/опер

39

23

Индукционный каротаж (ИК)

м

1850

4,1

мин/100м

75,85

24

Вспомогательные работы при ИК

опер

1

39

мин/опер

39

25

Акустический каротаж (регистрация КТН)

м

1850

10,8

мин/100м

199,8

26

Вспомогательные работы при акустическом каротаже

опер

1

54

мин/опер

54

27

ВИКИЗ

м

1850

3

мин/100м

55,5

28

Вспомогательные работы при ВИКИЗ

опер

1

39

мин/опер

39

29

РК(ГК, ННК-Т), МЛМ (М 1:200)

м

3700

30

мин/100м

1110

30

РК(ГК, ННК-Т), МЛМ (М 1:500)

м

1850

10,2

мин/100м

188,7

31

Вспомогательные работы при РК

опер

1

87,5

мин/опер

87,5

32

Плотностной гамма-гамма каротаж

м

1850

50

мин/100м

925

33

Вспомогательные работы при плотностном гамма-гамма каротаже

опер

1

87,5

мин/опер

87,5

34

Резистивиметрия

м

1850

3

мин/100м

55,5

35

Вспомогательные работы при резистивиметрии

опер

1

39

мин/опер

39

36

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц) (М 1:200)

м

1850

18

мин/100м

333

37

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц) (М 1:500)

м

2850

9

мин/100м

256,5

38

Вспомогательные работы при плотностной цементометрии

опер

1

44,5

мин/опер

44,5

СПК

м

103950

1,18

мин/100м

1226,61

40

ПЗР

опер

1

112

мин/опер

112

41

Проезд

км

70

1,9

мин/км (дор. 2 кат.)

133

42

Тех дежурство

парт-ч

12

60

мин/ парт-ч

720

43

Итого

На запись диаграммы:

7166,5



Всего:

9358,11

 

Расчёт затрат труда

Расчёт затрат труда проводим для комплексной партии выполняющей комплексный каротаж на одной скважине (расчёты затрат труда приведён в таблице 4.1.4).

Таблица 4.1.4 расчет затрат труда

Вид работ

Объём

Затраты труда




Рабочие

ИТР




Норма времени по ПОСН 81-2-49 .

ед. изм.

Итого времени на объем, чел-час

Норма времени по ПОСН 81-2-49

ед. изм.

Итого времени на объем, чел-час.



Ед. изм.

Кол-во







1

Стандартный каротаж

м

4700

0,18

чел-час/100м

8,46

0,12

чел-час/100м

5,64

2

Вспомогательные работы при стандартном каротаже

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

3

ПС

м

2850

0,18

чел-час/100м

5,13

0,12

чел-час/100м

3,42

4

Вспомогательные работы при ПС

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

5

Кавернометрия

м

2850

0,22

чел-час/100м

6,27

0,15

чел-час/100м

4,275

6

Вспомогательные работы при кавернометрии

опер

2850

2,94

чел-час/опер

8379

1,96

чел-час/опер

8379

7

Инклинометрия (через 25 м)

тчк

2850

0,084

чел-час/тчк

239,4

0,056

чел-час/тчк

239,4

8

Вспомогательные работы при инклинометрии

опер

1

1,02

чел-час/опер

1,02

0,68

чел-час/опер

1,02

9

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)

м

5700

5,64

чел-час/100м

321,48

3,76

чел-час/100м

214,32

10

Вспомогательные работы при акустической цементометрии

опер

1

3,24

чел-час/опер

3,24

2,16

чел-час/опер

3,24

11

Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12-Ц)

м

1000

0,9

чел-час/100м

9

0,6

чел-час/100м

6

12

Вспомогательные работы при плотностной цементометрии

опер

1

3,45

чел-час/опер

3,45

2,3

чел-час/опер

3,45

13

Профилеметрия

м

1850

0,22

чел-час/100м

4,07

0,15

чел-час/100м

2,775

14

Вспомогательные работы при профилеметрии

опер

1

2,94

чел-час/опер

2,94

1,96

чел-час/опер

2,94

15

Микрокаротаж

м

1850

0,49

чел-час/100м

9,065

0,32

чел-час/100м

5,92

16

Вспомогательные работы при микрокаротаже

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

17

Боковой микрокаротаж (БМК)

м

1850

0,49

чел-час/100м

9,065

0,32

чел-час/100м

5,92

18

Вспомогательные работы при БМК

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

19

Боковой каротаж (БК)


1750

0,2

чел-час/100м

3,5

0,13

чел-час/100м

2,275

20

Вспомогательные работы при БК

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

21

БКЗ

м

1750

0,18

чел-час/100м

3,15

0,12

чел-час/100м

2,1

22

Вспомогательные работы при БКЗ

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

23

Индукционный каротаж (ИК)

м

1850

0,25

чел-час/100м

4,625

0,16

чел-час/100м

2,96

24

Вспомогательные работы при ИК

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

25

Акустический каротаж (регистрация КТН)

м

1850

0,65

чел-час/100м

12,025

0,43

чел-час/100м

7,955

26

Вспомогательные работы при акустическом каротаже

опер

1

3,24

чел-час/опер

3,24

2,16

чел-час/опер

3,24

27

ВИКИЗ

м

1850

0,18

чел-час/100м

3,33

0,12

чел-час/100м

2,22

28

Вспомогательные работы при ВИКИЗ

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

29

РК(ГК, ННК-Т), МЛМ (М 1:200)

м

3700

1,8

чел-час/100м

66,6

1,2

чел-час/100м

44,4

30

РК(ГК, ННК-Т), МЛМ (М 1:500)

м

1850

0,61

чел-час/100м

11,285

0,41

чел-час/100м

7,585

31

Вспомогательные работы при РК

1

5,25

чел-час/опер

5,25

3,5

чел-час/опер

5,25

32

Плотностной гамма-гамма каротаж

м

1850

3

чел-час/100м

55,5

2

чел-час/100м

37

33

Вспомогательные работы при плотностном гамма-гамма каротаже

опер

1

3,24

чел-час/опер

3,24

2,16

чел-час/опер

3,24

34

Резистивиметрия

м

1850

0,18

чел-час/100м

3,33

0,12

чел-час/100м

2,22

35

Вспомогательные работы при резистивиметрии

опер

1

2,34

чел-час/опер

2,34

1,56

чел-час/опер

2,34

36

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц) (М 1:200)

м

1850

1,08

чел-час/100м

19,98

0,72

чел-час/100м

13,32

37

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц) (М 1:500)

м

1850

0,54

чел-час/100м

9,99

0,36

чел-час/100м

6,66

38

Вспомогательные работы при плотностной цементометрии

опер

1

2,67

чел-час/опер

2,67

1,78

чел-час/опер

2,67

39

СПК

м

103950

0,07

чел-час/100м

72,765

0,05

чел-час/100м

51,975

40

ПЗР

опер

1

6,72

чел-час/опер

6,72

4,48

чел-час/опер

6,72

41

Проезд

км

70

0,114

чел-час/км

7,98

0,076

чел-час/км

7,98

42

Тех дежурство

парт-ч

12

3,6

чел-час/ парт-ч

43,2

2,4

чел-час/ парт-ч

43,2

На запись диаграм: чел-час.

9230,37


9041,48

Всего: чел-час.

9361,03


9151,35

43

Итого

На запись диаграм: 573,875 чел-час.

На запись диаграм: 405,525 чел-час.



Всего: 669,71 чел-час.

Всего: 484,35 чел-час.


Общие затраты труда (рабочие и ИТР) на запись диаграмм составляют 18272 чел-час. Общие затраты труда (рабочие и ИТР) составляют 18512 чел-час. Затраты труда на одного ИТР составляют 3050,45 чел-час., на одного рабочего 4680,52 чел-час. Затраты труда на одного человека партии составляют 3702,48 чел-час. Затраты труда на одного человека партии с учётом продолжительности работ на скважине (75 сут.) составляют 49,3663 чел-час/сут.

Расчёт затрат оборудования


Таблица 4.1.5 Оборудование для комплексной партии по обслуживанию бурящихся скважин.

Оборудование

Ед. изм.

Объём

Подъёмник каротажный самоходный ПКС-3,5М

шт

1

Каротажная станция Кедр-02/1,5В

шт

1

Ноутбук

шт

1

Спутниковый телефон

шт

1

Магнитооптический диск

шт

1

Приборы:



К1А-723М

шт

2

К3а-723

ВИКИЗ

шт

2

ИОН-1

шт

2

Кедр-80СКПД

шт

2

АКВ-1

шт

2

СГДТ-НВ-Ц

шт

2

РК5-76

шт

2

СГП2-Агат

шт

1


Исходя из того, что геофизические работы будут проводиться вахтовым методом можно взять нормы из таблицы 1-073 справочника “Производственно-отраслевые сметные нормы на геофизические услуги в скважинах на нефть и газ” (ПОСН 81-2-49).

Сметное содержание партии по обслуживанию бурящихся и действующих скважин вахтовым методом

Состав работ:

подготовительно-заключительные работы на базе (подбазе) и скважине, калибровка скважинной аппаратуры, исследования в скважине, переезды, технологическое дежурство, ожидание заявок на исследование скважины.

Нормы:

на 1 партия (отрядо)-сутки.

 

Таблица 4.1.6

№№ п/п

Наименование элементов затрат

Един. измер.

Комплексная партия по обслуж. бурящихся скважин

1

2

3

4


Нормы времени

мин.

480


Нормы расценок


320

Затраты труда

1.

Рабочие

чел-час

50,60

2.

ИТР

чел-час

28,40

Зарплата основная

3.

Работников партии

руб.

500,01

4.

В т. ч. рабочих

руб.

290,21

5.

ИТР

руб.

220

Материалы

6.

Основные и прочие

%

19,3

7.

Износ инструмента

%

17,2

8.

Износ кабеля

м

18,000

9.

Износ шин

компл/км


10.

Расход ГСМ

л

57,56

1

2

3

4

Амортизация аппаратуры и оборудования

11.

Лаборатория

маш-час

10,400

12.

Подъёмник

маш-час

10,400

13.

Установка разметочная

пр-час

8,800

14.

Скважинные приборы

пр-час

10,400

15.

Контейнер каротажный транспортировочный

маш-час

8,800

16.

Испытатель пластов на трубах

пр-час


17.

Цеховые расходы

%

15


Проектное время бурения одной скважины 75 суток.

Исходя из этого затраты времени для комплексной партии выполняющей комплексный каротаж на одной скважине будут равны 36000 мин (600 ч).

Затраты труда комплексной партии выполняющей комплексный каротаж на одной скважине будут равны:

рабочие 4320 чел-час,

ИТР 2880 чел-час.

Поэтапный план

Поэтапный план составляется, для того чтобы уже на стадии планирования организаторы и инвесторы знали, какие виды работ будут выполняться в тот или иной период времени (как правило за квартал) и какими результатами они завершатся.

Первый аванс на производство работ по проекту поступит на расчетный счет в соответствие с договором, тогда как последующие авансы перечисляются на основании акта обмера работ за предыдущий квартал. Поэтапный план приведён в таблице 4.1.7.

 
Таблица 4.1.7 Поэтапный план

Дата

№ скв.

Виды работ

Результаты работ

Начало

Конец




1

2

3

4

5

10. 01. 09.

26. 01. 09.


Проектно-сметные работы

Создание проекта

27. 01. 09.

27. 02. 09.

1

Завоз крупногабаритного и тяжелого оборудования по зимнику

Готовность проведения организации полевых работ

28. 02. 09.

04. 03. 09


Организация полевых работ

Готовность проведения геофизических работ

04. 03. 09.

17. 05. 09.


Полевые работы

Получение геофизических данных по скважине

04. 03. 09.

17. 05. 09.


Контроль качества и интерпретация получаемых материалов

Получение геологических данных и свойств коллекторов по скважине

17. 05. 09.

22. 05. 09.


Ликвидация полевых работ

Готовность к вывозу оборудования

17. 05. 09.

19. 05. 09.


Выдача заключения по скважине

Выдача данных по скважине заказчику

01. 12. 09.

31. 12. 09.


Вывоз крупногабаритного и тяжелого оборудования по зимнику

Полное завершение работ на данной скважине

 

Организация производства по видам работ

Все работы начинаются с проектно-сметных работ.

Организация полевых работ начинается с завоза необходимого оборудования на скважину.

Финансирование организации полевых работ производится из первого аванса заказчика, в соответствии с инвестиционным планом. За счет первого аванса также оплачиваются проектно-сметные работы, создаются производственные запасы.

На скважине подготавливаются подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственное передвижение транспорта.

Перед скважиной, со стороны приемных мостков, на расстоянии не менее 30м от устья должна быть оборудуется площадка размером 10x10 м, пригодная для установки подъемника. Площадка для установки подъемника должна обеспечивать постоянную видимость из кабины лебедчика подъемника, арматуры, а также мерного и верхнего роликов, лубрикатора и рабочей площадки.

Геофизические работы начинаются с подачи геологом заявки на производство геофизических исследований с указанием даты и времени, видов и объёмов работ, № скважины, названия площади, полное наименование организации, выдавшей заявку, искусственный забой, максимальный угол наклона скважины.

Перед началом исследований проводится подготовка техники, оборудования, скважинных приборов.

Подготовительные работы на скважине начинаются с расстановки каротажного подъемника и станции. Затем начальник партии и буровой мастер актируют состояние скважины. При готовности скважины проводятся монтаж электрических сетей станции. Прокладываются сельсиновый кабель и заземляющие провода. Подключение лаборатории и подъемника к сети производится после окончания прокладки проводов, кабелей и заземления. Буровая бригада и персонал партии монтируют спускоподъемные механизмы, выгружают скважинные приборы, ИТР партии проводят необходимую проверку скважинных приборов.

При геофизических работах, полы буровой и приемных мостков, площадка вокруг устья скважины очищаются от бурового раствора, нефти, смазочных материалов. Сходни приемных мостиков должны иметь ребристую поверхность и поперечные рейки, предотвращающие скольжение.

Все посторонние предметы между скважиной и подъемником, затрудняющие свободное передвижение работников партии убираются.

К каротажному кабелю подключается скважинный прибор, проверяются цепи прибора после чего он опускается в скважину и на подъёме проводят запись каротажных диаграмм.

При ведении каротажа каждый работник находится на своем месте в соответствии со своей квалификацией. Сроки работы и отдыха определяет начальник партии.

По окончании исследований начальник партии проверяет качество полученного материала, заполняет акт-наряды, которые подписываются ответственным представителем заказчика (геологом).

Начальник партии отправляет по спутниковой связи записанный материал в КИП.

Аппаратура и приборы, подлежащие ремонту и эталонировке, отправляются с выезжающей вахтой на базу.

В организацию режима рабочего времени входит установленные продолжительности рабочего дня, число рабочих дней в неделю, обеденный перерыв, чередование продолжительности работы и отдыха. Для работников партии установлен ненормированный рабочий день. Время начало работы устанавливается в зависимости от заявки.

При работе по заявке заказчика на скважине комплекс геофизических работ предусмотренных одной заявкой, как правило, превышает норму продолжительности рабочего дня. При данных условиях начальник партии должен предоставить своим подчиненным время для отдыха и приема пищи. Для отдыха в станции и подъемники предусмотрены спальные места.

Контрольно интерпретационные работы выполняются параллельно полевым работам. Обработка первичного материала заключается в решении геологических задач, определения параметров модели месторождения.

Ликвидация полевых работ производится при сдаче скважины заказчику. Работы заключаются в транспортировке приборов и оборудования на новое место работ или на базу. Все оборудование кроме подъёмника и жилого вагончика будет вывезено с последней выезжающей вахтой, а подъёмник и жилой вагончик будет вывезен по зимнику.

Финансирование будет происходить в соответствии с инвестиционным планом

Организация работ заранее разрабатываются и в последствии регулируются с помощью поэтапного плана, финансового плана, инвестиционного плана.

Начальный заработок определяется общепринятой тарифной сеткой.

Таблица 4.1.8

Квалификация работника партии

Тарифный заработок, руб.



Начальник партии

9000

Геофизик

8200

Техник геофизик

Каротажник

6300

Машинист подъемника каротажной станции

5700



Таблица 4.1.9 Заработная плата промыслово-геофизической партии.

Статьи зарплат

Оклад

Районый коэф

Сев. коэф.

Коэффициенты

Итого сучётом коэф-нтов

Пре-миаль-ные %

Итого с учётом премии





К1

К2

К3

К4




Начальник партии

9000

1,8

1,5

1,1

1

1

1,1

26136

80

44431,2

Геофизик

8200

1,8

1,5

1,2

1,1

0,9

1

23094,7

80

39261,02

Техник геофизик

6300

1,8

1,5

1

0,9

1

0,9

13559,4

80

23050,98

Каротажник

6300

1,8

1,5

0,9

1

1

0,9

13559,4

80

23050,98

Машинист ПКС

5700

1,8

1,5

1

1

1,1

1,1

18621,9

80

31657,23

Итого:








94971,4


161451,4


Заработная плата партии: 161838руб.

Дополнительная заработная плата: 12785,202руб.

ФЗП партии: 174623,2руб.

Таблица 4.1.10 Расчёт заработной платы с учётом коэффициентов

Статьи зарплат

Оклад

Районый коэфю

Сев. коэф.

Итого с учётом коэф-нтов

Пре-миаль-ные %

Итого с учётом премии

Начальник партии

8000

1,8

1,5

21600

80

38880

Геофизик

7200

1,8

1,5

19440

80

34992

Техник геофизик

6200

1,8

1,5

16740

80

30132

Каротажник

6200

1,8

1,5

16740

80

30132

Машинист ПКС

5700

1,8

1,5

15390

80

27702


.2 Производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ

Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов будет проводиться на Игольско-Таловом месторождении. В административном отношении Игольско-Таловое месторождение находится в Каргасокском районе Томской области. Территория района месторождения представляет собой расчлененную, сильно заболоченную равнину, с абсолютными отметками поверхности земли от +95 до +195 м.

Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха колеблется от -45-50°°С (зимой) до +30-39°°С (летом). Промерзаемость грунта составляет 0,8-1,6 м, болот около 0,4 м.

Ближайшим населенным пунктом является п. Майск, расположенный в 25 км северо-восточнее Игольско-Талового месторождения.

Энергоснабжение Игольско-Талового месторождения осуществляется от подстанции 110/35/5 2Х25 МВА[8].

Геофизические работы должны проводиться согласно принятым требованиям безопасности, при несоблюдении которых, для рабочих существует угроза. Представители заказчика имеют право не допустить геофизическую партию до работ в случае невыполнения правил безопасности, а также наложить штрафные санкции на предприятие, выполняющее данный вид работ.

Исходя из того, что проведение полевых работ ведется круглый год, температура будет варьировать.

4.2.1 Производственная безопасность

Перед тем, как приступить к проведению геофизических работ, необходимо учесть все опасные и вредные факторы, чтоб не подвергать жизнь рабочих опасности. Опасные и вредные факторы, возникающие в процессе геофизических работ, приведены в таблице 4.2.1.1, согласно ГОСТ 12.0.003-74 [12]

Таблица 4.2.1.1 Основные элементы производственного процесса геофизических работ, формирующие опасные и вредные факторы

Этапы работ

Наименование запроектированных работ

Факторы (ГОСТ 12.0.003-74)

Нормативные документы



Опасные

Вредные


1

2

3

4

5

Полевой

Промыслово-геофизические исследования: гамма каротаж, СП, БК ВИКИЗ, НКТ, Кавернометрия, термометрия

1.Электрический ток  2.Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования 3.Пожароопасность

1.Отклонение показателей микроклимата на открытом воздухе 2.Превышение уровней шума 3.Превышение уровня ионизирующих излучений

ГОСТ12.1.019-79[15] ГОСТ 12.1.030-81[21] СНиП 2.04.05-91 [16] ГОСТ 12.1.003-83[13] ГОСТ 12.2.003-91[18] ГОСТ 12.2.062-81[19] ГОСТ 12.4.125-83 [20] ОСПОРБ-99 [27] ГОСТ 12.1.004-91 [14]

Камеральный

Обработка материалов геофизических исследований с использованием компьютеров

1.Электрический ток   2.Пожароопасность

1.Отклонение показателей микроклимата в помещении 2.Превышение уровней шума 3.Недостаточная освещенность рабочей зоны

СанПиН 2.2.4.548-96 [23] ГОСТ 12.1.030-81[16] ГОСТ 12.1.038-82[17] СНиП 21-01-97 [24]   СНиП 23-05-95 [25] СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 [22] СН 2.2.4/2.1.8.562-96 [26]

 
4.2.1.1 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

Опасные производственные факторы - воздействия, которых в определенных условиях приводят к травме, острому отравлению или другому внезапному резкому ухудшению здоровья, смерти.

. Электрический ток

Источником электрического тока при проведении промыслово-геофизических исследований являются: электрические установки, приборы, агрегаты генерирующие напряжение в 380/220 В.(Генераторы и прочее).

К причинам электротравматизма относятся:

Организационные (нарушение правил и инструкций, недостатки в обучении персонала).

технические (ухудшение электроизоляции, дефекты монтажа, отсутствие ограждений).

Психофизические (переутомление, не соответствует психологический показатель данной профессии).

При работе с электрическим током нужно соблюдать электробезопасность (ГОСТ 12.1.030-81 [16], ГОСТ 12.1.019-79 [15], ГОСТ 12.1.038-82 [17]).

При проведении работ электрическими методами геофизическая станция должна быть надежно заземлена во избежание поражения персонала электрическим током. Соединительные провода, применяющиеся для сборки электрических схем, не должны иметь обнаженных жил, неисправную изоляцию, концы их должны быть снабжены изолирующими вилками, муфтами или колодками. Сборку и разборку электрических схем, ремонт проводов, а также проверку исправности цепей следует выполнять при выключенном источнике тока. Подобные работы должны производить не менее двух исполнителей, имеющих соответственный допуск по электробезопасности. Предупреждение электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий:

устройством электроустановок таким образом, чтобы обеспечивалась недоступность прикосновения человека к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

устройством защитного заземления;

защитой от перехода высокого напряжения в сеть низкого напряжения;

применением защитных средств, при обслуживании электроустановок;

проведением планово-предупредительных ремонтов и профилактических испытаний;

устройством зануления;

применением специальных схем защитного отключения электрооборудования, аппаратов, сетей, находящихся в эксплуатации;

организационными и техническими мероприятиями по обеспечению безопасности при проведении переключений и ремонтных работ;

специальным обучением лиц, обслуживающих электроустановки.

Во время работы установки и пробного ее пуска запрещается прикасаться к кабелю. Не допускается проведение каких-либо работ на кабеле при спускоподъемных операциях. Защитой от прикосновения к токоведущим частям является изоляция проводов, ограждения, блокировки и защитные средства. Электрозащитные средства предназначены для защиты людей от поражения электрическим током. Средства защиты подразделяются на основные и дополнительные. К основным до 1000В относятся: изолирующие клещи, указатели напряжения, диэлектрические перчатки и монтерский инструмент с изолированными рукоятками. Дополнительные до 1000В диэлектрические калоши, коврики и подставки.

. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования

При работе с полевым оборудованием происходят различные виды травматизма. Механические поражения могут быть следствием неосторожного обращения с оборудованием, инструментами в случае аварии, стихийного бедствия, климатических факторов. Геофизическое оборудование и их эксплуатация должны соответствовать нормативным документам (ГОСТ 12.2.062-81 [19], ГОСТ 12.4.125-83 [20], ГОСТ 12.2.003-91 [18]).

Управление геофизической аппаратурой должно производиться лицами, имеющими на это право, подтвержденное соответствующими документами. Лица, ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования назначаются приказом начальника партии. Оборудование, аппаратура и инструмент должны содержаться в исправности и чистоте, соответствовать техническим условиям завода-изготовителя и эксплуатироваться в соответствии с требованиями эксплуатационной и ремонтной документации. Запрещается применять не по назначению, а также использовать неисправные оборудование, аппаратуру, приспособления и средства индивидуальной защиты. Ремонт оборудования должен производиться в соответствии с положением. Ручной инструмент (кувалды, молотки, ключи, лопаты и т.п.) содержится в исправности. Инструменты с режущими кромками и лезвиями следует переносить и перевозить в защитных чехлах и сумках. Рабочие и инженерно-технические работники, находящиеся на рабочих местах, обязаны предупреждать всех проходящих об опасности и запрещать им подходить к аппаратуре, проводам и заземлениям [28].

Камеральный этап работ

. Электрический ток

Инженер - программист работает с такими электроприборами, как системный блок и монитор, следовательно существует опасность электропоражения:

·        при непосредственном прикосновении с токоведущими частями во время ремонта ПЭВМ;

·        при прикосновении к токоведущим частям, оказавшимся под напряжением;

·        при соприкосновении с полом, стенами, оказавшимися под напряжением.

Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов регламентированы ГОСТ 12.1.038-82 [17].

Проходя через тело человека электрический ток вызывает одно из следующих воздействий: термическое, электролитическое (разложение органических жидкостей и изменение их состава), биологическое (раздражение и возбуждение живых тканей организма).

Предельно допустимые уровни напряжений прикосновений токов напряжением до 1000В с частотой тока 50 Гц не должна превышать значений: при продолжительности воздействия до 1 сек. Предельно допустимый уровень напряжения должен быть не более 200-100В [28].

При работе с компьютером соблюдаются требования безопасности согласно нормативных документов (ГОСТ 12.1.030-81[16], ГОСТ 12.1.019-79[15], ГОСТ 12.1.038-82[17]).

Камеральное помещение, согласно ПУЭ относится к помещениям без повышенной опасности поражения людей электрическим током и характеризуется отсутствием условий, создающих повышенную и особую опасность. Так как:

·        Влажность, не превышающая 75%;

·        Отсутствие токопроводящих полов (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные);

·        Температура воздуха не превышающая +35оС

Предупреждение электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий:

устройством электроустановок таким образом, чтобы обеспечивалась недоступность прикосновения человека к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

устройством защитного заземления;

защитой от перехода высокого напряжения в сеть низкого напряжения;

проведением планово-предупредительных ремонтов и профилактических испытаний;

применением специальных схем защитного отключения. [16]

4.2.1.2 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению

Полевой этап работ

Вредные производственные факторы, воздействие которых на работающих в определенных условиях людей может привести к заболеванию, снижению работоспособности и отрицательному влиянию на потомстве.

.Отклонение показателей микроклимата на открытом воздухе

Климат территории резко континентальный с продолжительной и холодной зимой и коротким, теплым и дождливым летом. Максимальная температура в июле месяце достигает +30°С. Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель. Зима суровая, с метелями и снегопадами, среднесуточная температура в январе -25°С, минимальная -50°С. Общее число осадков в год достигает 400 мм, причем наибольшее их количество выпадает в июле-августе и декабре-февраль. Снежный покров появляется в октябре, а сходит в апреле. Толщина его на открытых участках составляет 0,8 - 1,0 м, а в залесенных местах 1,6 и более метров.

Метеоусловия - это состояние воздушной среды, определяемое совокупностью ее параметров: температуры, влажности, скорости движения воздуха, а также атмосферного давления, теплового излучения. Влияние метеоусловий на организм человека достаточно сложно и многообразно. При благоприятном сочетании метеопараметров сохраняется нормальное функциональное состояние организма, и создаются предпосылки для плодотворного труда. Неблагоприятные условия снижают работоспособность, могут вызвать изменение частоты пульса, дыхания, артериального давления, напряжение нервной системы, перегрев организма и т.д.

Обслуживающий персонал геофизических партий работает на открытом воздухе, нередко при неблагоприятных метеорологических условиях, особенно в северных районах страны, а также в ночное время суток.

Указанные обстоятельства значительно осложняют осуществление обслуживания скважин, создают дополнительные трудности в обеспечении безопасности этого процесса.

В инструкции о производстве работ на открытом воздухе при пониженных температурах, сказано, что: при работе на открытом воздухе при температуре -27єС, -29єС с ветром силой не менее 3 баллов и при температуре -30єС, -39єС без ветра, работающим должны предоставляться перерывы для обогревания. Продолжительность обогрева должна быть не менее 10 мин через каждый час работы.

При температуре -35єС, -39єС с ветром силою не более 3 баллов без ветра - 40єС работы на открытом воздухе прекращаются.

ГИС запрещается проводить во время грозы, пурги, буранов, сильных туманов, сильного дождя, и при сильных морозах, т.к. при таких условиях с большой долей вероятности могут возникнуть аварийные ситуации, устранение которых будет осложнено метеоусловиями.

. Превышение уровня шума

Источниками шума являются:

·   Работа буровой станции;

·   Работа геофизического оборудования (лебедки, станции, мотора машины);

·   Работа дизельного генератора.

Как физическое явление представляет собой совокупность звуков, слышимых в диапазоне от 16 до 20 тысяч Гц. Шум является не только причиной несчастных случаев, но и заболеваний. Шум снижает слуховую чувствительность, нарушает ритм дыхания, деятельность сердца и нервной системы. Нормирование шума с частотой до 11 кГц производится ГОСТ 12.1.003-83[13] в зависимости от характера работ.

Таблица 4.2.1.2 Допустимые уровни звукового давления и эквивалентного уровня звука (ГОСТ 12.1.003-83 с изм. 1999г.)

Рабочие места

Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами,Гц

Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА


31,5

63

125

250

500

1000

2000

4000

8000


Постоянные рабочие места и рабочие зоны в производственных помещениях и на территории предприятия

107

95

87

82

78

75

73

71

69

80


Основные мероприятия по борьбе с ударным и механическим шумом:

·   виброизоляция оборудования с использованием пружинных, резиновых и полимерных материалов;

·   экранирование шума преградами;

·   звукоизоляция кожухами;

·   использование звукопоглощающих материалов;

·   использование средств индивидуальной защиты (Специальные наушники, ватные вкладыши, и т.д.).

3. Превышение уровня ионизирующих излучений

ГИС относится к 1 категории работ с привлечением радиоактивных веществ. Здесь возможно только внешнее облучение, поэтому необходима защита от рентгеновского и гамма-излучения, согласно ОСПОРБ-99 [27]. Под внешним облучением понимают воздействие на организм ионизирующих излучений от внешних по отношению к нему источников. Источники внешнего излучения - космические лучи, естественные радиоактивные источники, находящиеся в атмосфере, воде, почве, продуктах питания и др., источники альфа-, бета-, гамма-, рентгеновского и нейтронного излучений, ускорители заряженных частиц, ядерные реакторы и ряд других .[19].

Источниками излучения являются радиоактивные вещества (альфа-, бета-, гамма-, рентгеновское и нейтронное излучения, ускорители заряженных частиц, ядерные реакторы и ряд другие). Интенсивность излучения зависит от глубинности исследования. Самое опасное качество радиоактивного вещества является то, что оно не имеет ни цвета, ни запаха, ни какого опознавательного свойства.

Для снижения внешнего облучения требуются меры: соблюдение расстояния до источника, сокращение длительности работы. Важным защитным мероприятием являются дозиметрический контроль. Работники, работающие с радиоактивными источниками, подлежат периодическому медицинскому контролю. К работам допускаются лица не моложе 18 лет.

Для того, чтобы обезопасить обслуживающий персонал от вредного действия радиоактивных веществ, необходимо организовать их правильное хранение, транспортировку и работу с ними на скважине, а также не допускать загрязнение этими веществами рабочих мест.

Приборов, которые контролируют радиоактивную обстановку существует множество. Большой популярностью пользуется индивидуальный дозиметр (ИДЗ), также для измерения радиоактивного фона используются приборы химической разведки. Основные пределы доз приведены в таблице 4.2.1.3:

Таблица 4.2.1.3 Основные пределы доз(ОСПОРБ - 99 [27])

Нормируемые величины

Пределы доз


Персонал (группа А)

Население

Эффективная доза

20м3в в год в среднем за любые последовательные 5 лет, но не более 50м3в в год

1м3в в год в среднем за любые последовательные 5 лет, но не более 50м3в в год

Эквивалентная доза за год в хрусталике глаза, коже, костях и стопах

150м3в 500м3в 500м3в

15м3в 50м3в 50м3в


Для предотвращения облучения надо соблюдать следующие правила:

·   использовать источники излучения минимальной активности, необходимой для данного вида работ;

·   выполнять операции с источниками излучений в течение очень короткого времени;

·   проводить работы на максимально возможном расстоянии от источника излучений, используя дистанционный инструмент;

·   применять защитные средства в виде контейнеров, экранов и спецодежды;

·   осуществлять радиометрический и дозиметрический контроль.

При радиометрических исследованиях скважин используют закрытые источники излучений. На базах ООО «ТомскГазпромГеофизика» радиоактивные вещества хранятся в специальных помещениях (хранилищах), оборудованных в соответствии со всеми современными требованиями. Хранилище имеет отделения для источников нейтронов, источников гамма-излучений, а также для радиоактивных источников, непригодных для дальнейшего использования.

Камеральный этап работ

1. Отклонение показателей микроклимата в производственном помещении

Микроклимат определяется действующими на организм человека сочетаниями температуры, влажности и скорости движения воздуха, а также температуры окружающих поверхностей.

Особенно большое влияние на микроклимат оказывают источники теплоты, находящиеся в помещениях вычислительных центров. Источниками теплоты здесь являются ЭВМ и вспомогательное оборудование, приборы освещения, обслуживающий персонал.

На организм человека большое влияние оказывает относительная влажность воздуха (от влажности зависит восприимчивость организма к температуре, работоспособность, работа дыхательной системы, увеличивается вероятность поражения электрическим током). Скорость движения воздуха также оказывает влияние на функциональную деятельность человека (при сильном движении воздуха затрудняется звуковое восприятие, визуальное восприятие, охлаждается температура тела).

С целью создания нормальных условий для персонала, работающего на ЭВМ, установлены нормы производственного микроклимата. В ГОСТ 12.1.005-88 указаны оптимальные и допустимые показатели микроклимата в производственных помещениях. Оптимальные показатели распространяются на всю рабочую зону с учетом избытков явной теплоты, тяжести выполняемой работы и сезонов года, а допустимые устанавливают раздельно для постоянных и непостоянных рабочих мест в тех случаях, когда по технологическим или экономическим причинам невозможно обеспечить оптимальные нормы. Параметры микроклимата, которые приведены в таблице 4.2.1.4, являются оптимальными для пользователей ПЭВМ при легкой работе.

Таблица 4.2.1.4 Параметры микроклимата в помещении, где есть компьютер (СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 .)

Период года

Параметры микроклимата

Величина

Холодный и переходный

Температура воздуха в помещении

22-24˚С


Относительная влажность

40-60%


Скорость движения воздуха

До 0,1 м/с

Теплый

Параметры микроклимата

23-25˚С


Температура воздуха в помещении

40-60%


Относительная влажность

0,1-0,2 м/с


Для того чтобы обеспечить вышеуказанные параметры необходимо предусматривать систему отопления и кондиционирования или эффективную приточно-вытяжную вентиляцию, согласно СНиП 2.04.05-91[21]. Приточно-вытяжная система вентиляции состоит из двух отдельных систем приточной и вытяжной, которые одновременно подают в помещение чистый воздух и удаляют из него загрязненный. Приточные системы вентиляции также возмещают воздух, удаляемый местными отсосами и расходуемый на технологические нужды. В помещении, с ПЭВМ, должна каждый день выполнятся влажная уборка. Нормы подачи свежего воздуха в помещения, где расположены компьютеры, приведены в таблице 4.2.1.5.

Таблица 4.2.1.5 Нормы подачи свежего воздуха в помещении, где есть компьютеры (СанПиН 2.2.4.54896 [23])

Характеристика помещения

Объемный расход подаваемого воздуха, м3/ на одного человека в час

Объем до 20 м3 на человека

Не менее 30

20-40 м3 на человека

Не менее 20

Более 40 м3 на человека

Естественная вентиляция


. Недостаточная освещенность рабочей зоны

При работе на компьютере, как правило, применяется одностороннее естественное боковое освещение. Искусственное освещение обеспечивается электрическими источниками света и применяется при работе в темное время суток, а днем - при недостаточном естественном освещении. Источниками света при искусственном освещении являются газоразрядные лампы низкого и высокого давления (лампы ДРЛ) и лампы накаливания.

Согласно санитарно-гигиеническим требованиям рабочее место инженера программиста при камеральных работах должно освещаться естественным и искусственным освещением. Согласно действующим СНиП 23-05-95 [25] для искусственного освещения регламентирована наименьшая допустимая освещенность рабочих мест, а для естественного и совмещенного коэффициент естественной освещенности КЕО, % (таблица 4.2.1.6), который представляет собой отношение освещенности в данной точке внутри помещения к одновременно измеренной наружной горизонтальной освещенности под открытым небом.

Таблица 4.2.1.6 Допустимая освещенность рабочего места инженера-программиста (СНиП 23-05-95 [25])

Наименование помещения

Характерис-тика зрительной работы

Размер объекта различе-ния

Нормы КЕО, %

Искусствен-ная освещенность, ЛК

Тип светильника

1

2

3

4

5

6

Вычислительный центр

Высокой точности

От 0,3 до 0,5

1,5

300

Газоразряд-ная лампа


По нормам освещенности при работе с экраном дисплея и в сочетании с работой над документами рекомендуется освещенность 300 - 500 ЛК рабочей поверхности при общем освещении.

Рабочие места операторов, работающих с дисплеями, располагают подальше от окон таким образом, чтобы оконные проемы находились с левой стороны. Если экран дисплея обращен к оконному проему, необходимы специальные экранизирующие устройства [28]. Окна лучше оборудовать светорассеивающими шторами, регулируемыми жалюзи или солнцезащитной пленкой с металлизированным покрытием.

На случай внезапного (при аварии) отключения рабочего освещения существует аварийное освещение.

. Превышение уровня шума на рабочем месте

Источником шума на рабочем месте является сама вычислительная машина (встроенные вентиляторы, принтеры и т.д.), система вентиляции и другое оборудование.

Сильный шум вызывает трудности в распознавании цветовых сигналов, снижает быстроту восприятия цвета, остроту зрения, зрительную адаптацию, нарушает восприятие визуальной информации, снижает способность быстро и точно выполнять координированные движения, уменьшает на 5-12 % производительность труда.

Кроме того, медицинские обследования показали, что помимо снижения производительности труда высокие уровни шума приводят к ухудшению слуха и появлению тугоухости.

Согласно ГОСТ 12.1.003-83 [13] нормируемой шумовой характеристикой рабочих мест при постоянном шуме являются уровни звуковых давлений в децибелах в октавных полосах. Совокупность таких уровней называется предельным спектром (ПС), номер которого численно равен уровню звукового давления в октавной полосе со средне геометрической частотой 1000 Гц. В таблице 4.2.1.7 приведены допустимые уровни звукового давления на рабочем месте.

Таблица 4.2.1.7 Допустимые уровни звукового давления на рабочем месте (ГОСТ 12.1.003-83 [13])

Помещение

Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц

Номер

дБА


63

125

250

500

1000

2000

4000

8000

ПС


Для персонала, осуществляющего эксплуатацию ЭВМ

71

61

54

49

45

42

38

ПС 45

50


В соответствии с данным нормативом защита от шума, создаваемого на рабочих местах внутренними источниками, а также шума, проникающего извне, осуществляется следующими методами: уменьшение шума в источнике; применение средств коллективной (ГОСТ 12.1.029-80[22]) и индивидуальной (ГОСТ 12.4.051-87[26]) защиты: рациональной планировкой и акустической обработкой рабочих помещений, использованием звукопоглощающих материалов, применение звукогасящих экранов, уменьшением площади стеклянных ограждений или окон.

Шум от источников аэродинамического шума можно уменьшить применением виброизолированных прокладок, в качестве которых используют резину, войлок, пробку, различной конструкции амортизаторы.

4.2.2 Пожарная и взрывная безопасность

Возникновение пожаров в полевых условиях может быть связано с: неосторожным обращением с огнем; неисправностью или неправильной эксплуатацией электрооборудования; неисправностью и перегревом отопительных стационарных и временных печей; разрядом статического и атмосферного электричества, чаще всего происходящие при отсутствии заземлений и молниеотводов; неисправностью производственного оборудования и нарушением технологического процесса. Нормативный документ ГОСТ 12.1.004-91[14].

Ответственность за соблюдение пожарной безопасности, за своевременное выполнение противопожарных мероприятий и исправное содержание средств пожаротушения несет начальник партии. Все инженерно-технические работники и рабочие, вновь принимаемые на работу, проходят специальную противопожарную подготовку, которая состоит из первичного и вторичного инструктажей проводится проверка знаний и навыков.

Ответственные за пожарную безопасность обязаны: не допускать к работе лиц, не прошедших инструктаж по соблюдению требований пожарной безопасности; разъяснять подчиненным порядок действий в случае загорания или пожара; обеспечить исправное содержание и постоянную готовность к действию средств пожаротушения; при возникновении пожара принять меры по его ликвидации.

Для быстрой ликвидации возможного пожара партия должна иметь средства пожаротушения:

.Огнетушитель (порошковый (ОПС-10)) − 1 шт. (на каждую машину)

. Ведро пожарное − 1 шт.

. Топоры − 1 шт.

. Ломы −2 шт.

. Кошма − 2м Ч2м (на каждую машину).

Инструменты должны находиться в исправном состоянии и обеспечивать в случае необходимости возможность либо полной ликвидации огня, либо локализации возгорания.

За нарушение правил, рабочие несут ответственность, относящуюся к выполняемой ими работе или специальных инструкций в порядке, установленном правилами внутреннего распорядка.

Причиной возникновения пожарной ситуации в камеральных условиях является несоблюдения правил пожарной безопасности (ППБ 01-03 [29]). Наиболее частые причина возникновения пожара в помещениях:

·        Плохая изоляция токоведущих проводов;

·        Неправильная эксплуатация электрических приборов;

·        Курения в местах не предназначенных для этого;

·        Использование дополнительных источников электроэнергии (чайники, кипятильники, обогреватели).

По классификации помещений по взрывопожарной опасности камеральные помещения относятся к категории В (наличие твердых горючих материалов).

Для быстрой ликвидации возможного пожара, в камеральных условиях необходимы следующие средства пожаротушения:

Огнетушитель (ОУ) − 1 шт. (на каждом этаже)

Пожарный щит − 1 шт. (на каждом этаже)

Пожарный рукав − 1 шт. (на каждом этаже)

4.2.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайные ситуации могут возникнуть в результате стихийных бедствий, а также при нарушении различных мер безопасности. На случай стихийных бедствий и аварий предусматривается план по ликвидации их последствий:

. При лесном пожаре. В случае невозможности ликвидировать пожар и угрозе домам необходимо сообщить на базу отряда, немедленно обесточить здание и приступить к перебазировке отряда в безопасное место. Сообщить о пожаре местным органам власти, лесхозу.

. Пожар в здании. Необходимо обесточить здание. Для эвакуации людей, застигнутых пожаром, выбирают наиболее безопасные пути − лестничные клетки, двери и проходы.

. При несчастном случае необходимо оказать пострадавшему первую медицинскую помощь, по возможности организовать его доставку в больницу, сообщить на базу отряда.

. Стихийные бедствия − явления природы, которые вызывают экстремальные ситуации (наводнения, ураганы, смерчи, землетрясения и др.).

. При передаче органами гражданской обороны по трансляционной сети сигналов «Радиационная опасность», «Химическая тревога» необходимо остановить производство и покинуть помещение или район работ в соответствии с планом эвакуации. Рабочий персонал должен быть подготовлен к проведению работ таким образом, чтобы возникновение аварий, чрезвычайных ситуаций, стихийных бедствий не вызывало замешательства и трагических последствий.

При утрате взрывчатого материала (ВМ), а именно при хищении или потере необходимо руководствоваться “Инструкцией о порядке технического расследования и учета утрат ВМ в организациях, на предприятиях и объектах, подконтрольных Госгортехнадзору РФ.

Работник, обнаруживший утрату ВМ, незамедлительно сообщает ответственному руководителю взрывных работ и он в свою очередь сообщает начальнику партии об утрате ВМ.

Начальник партии в случае утраты ВМ обязан в течение суток сообщить:

) руководству ООО “ТомскГазпромГеофизика ”;

) в Федеральную службу безопасности по Томскому району;

) в разрешительную систему МВД Томского района;

) в прокуратуру Томского района.

Начальник партии обязан обеспечить:

. сохранность производственной обстановки;

. сохранность документов и предметов, связанных с утратой ВМ;

. до прибытия комиссии прекратить на месте происшествия все работы, кроме работ связанных с предупреждением возможных дальнейших утрат ВМ, со спасением людей или ликвидацией аварийной ситуации;

. принять меры по розыску и возвращению утраченных ВМ.

О каждом несчастном случае на производстве пострадавший или очевидец несчастного случая извещает немедленно руководителя работ, который обязан:

немедленно организовать первую медицинскую помощь пострадавшему и при необходимости доставку его в учреждение здравоохранения;

сообщить начальнику партии о происшедшем несчастном случае;

принять неотложные меры по предотвращению развития аварийной ситуации и воздействия травмирующего фактора на других лиц;

сохранять до начала расследования несчастного случая обстановку, какой она была на момент происшествия (если это не угрожает жизни и здоровью других людей и не приведет к аварии), в случае невозможности её сохранения - зафиксировать сложившуюся обстановку (схемы, фотографии т. п.)

4.2.4 Экологическая безопасность

Охрана окружающей среды при проектировании промыслово- геофизических исследований или эксплуатации месторождений предусмотрена действующим природоохранным законодательством (ГОСТ 17.1.3.05-82 [22], ГОСТ 17.4.3.04-85 [26]) и приведена в таблице 4.3.1.

 

Таблица 4.3.1 Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия при геофизических работах

Природные ресурсы и компоненты окружающей среды

Вредные воздействия

Природоохранные мероприятия

1

2

3

Земля и земельные ресурсы

1. Загрязнение почвы нефтепродуктами, химическими реагентами и другими веществами   2. Уничтожение и повреждение почвенного слоя

1.1. Сооружение поддонов, отсыпка стоянок для техники 1.2. Вывоз, уничтожение и захоронение остатков нефтепродуктов, химических реагентов, мусора и загрязненной земли 1.3. Рекультивация земель. 2.1. Рациональное планирование мест и сроков рабо

Вода и водные ресурсы

1. Загрязнение производственными водами и мусором  2. Загрязнение бытовыми сточными водами

1.1. Отвод и обеззараживание сточных вод, уничтожение мусора, сооружение водоотводов, накопителей и отстойников 2.1. Очистные сооружения для буровых и бытовых стоков (хлорирование)

Воздушный бассейн

1. Выбросы вредных веществ, автотранспорт, работа с источниками ионизирующих излучений

1.1. Мероприятия предусматриваются в случаях непосредственного вредного значения

Животный мир

1. Распугивание местообитания представителей животного мира, случайное уничтожение. 2. Браконьерство

1.1. Планирование работ с учетом охраны животных 2.1. Разъяснительная работа


4.3 Смета расходов на проектируемые работы

Заказчик выделяет денежные средства на выполнение геологоразведочных работ. Смету рассчитывают исполнители проектируемых работ. Оптимальные сметные затраты определяются узаконенными инструкциями, справочниками и другими материалами, имеющими для выполнения работ по проекту необходимы денежные силу закона. От полноты включенных затрат зависит в будущем экономика предприятия.

Таблица 4.3.1 Сметные расчеты по видам работ (СМ 6), комплексной геофизической партии

Вид работ

Объём

Стоимость каротажа

Ед. изм.

Стоимость объёма работ, руб

Повышающие коэф

Итого, руб



Ед. изм.

Кол-во




Коэф. удор.

Коэф. норм. усл.


1

Стандартный каротаж

м

4000

22,6

руб/100 м

1062,2

3,38

1,2

4308,2832

2

Вспомогательные работы при стандартном каротаже

опер

1

240,87

руб/опер

240,87

3,38

1,15

936,26169

3

ПС

м

2300

22,6

руб/100 м

644,1

3,38

1,2

2612,4696

4

Вспомогательные работы при ПС

опер

1

240,87

руб/опер

240,87

3,38

1,15

936,26169

5

Кавернометрия

м

2300

22,91

руб/100 м

652,935

3,38

1,2

2648,30436

6

Вспомогательные работы при кавернометрии

опер

1

247,19

руб/опер

247,19

3,38

1,15

960,82753

7

Инклинометрия (через 25 м)

тчк

285

5,24

р/тчк

1493,4

3,38

1,2

6057,2304

8

Вспомогательные работы при инклинометрии

опер

1

64,17

руб/опер

64,17

3,38

1,15

249,42879

9

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)

м

5700

72,14

руб/100 м

4111,98

3,38

1,2

16678,19088

10

Вспомогательные работы при акустической цементометрии

опер

1

293,9

руб/опер

293,9

3,38

1,15

1142,3893

11

Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12-Ц)

м

1000

113,99

руб/100 м

1139,9

3,38

1,2

4623,4344

12

Вспомогательные работы при плотностной цементометрии

опер

1

351,46

руб/опер

351,46

3,38

1,15

1366,12502

13

Профилеметрия

м

1850

22,91

руб/100 м

423,835

3,38

1,2

1719,07476

14

Вспомогательные работы при профилеметрии

опер

1

247,19

руб/опер

247,19

3,38

1,15

960,82753

15

Микрокаротаж

м

1850

53,77

руб/100 м

994,745

3,38

1,2

4034,68572

16

Вспомогательные работы при микрокаротаже

опер

1

213,62

руб/опер

213,62

3,38

1,15

830,34094

17

Боковой микрокаротаж (БМК)

м

1850

53,77

руб/100 м

994,745

3,38

1,2

4034,68572

18

Вспомогательные работы при БМК

опер

1

213,62

руб/опер

213,62

3,38

1,15

830,34094

19

Боковой каротаж (БК)


1850

24,83

руб/100 м

459,355

3,38

1,2

1863,14388

20

Вспомогательные работы при БК

опер

1

240,87

руб/опер

240,87

3,38

1,15

936,26169

21

БКЗ

м

1850

22,6

руб/100 м

418,1

3,38

1,2

1695,8136

22

Вспомогательные работы при БКЗ

опер

1

240,87

руб/опер

240,87

3,38

1,15

936,26169

23

Индукционный каротаж (ИК)

м

1850

27,53

руб/100 м

509,305

3,38

1,2

2065,74108

24

Вспомогательные работы при ИК

опер

1

295,4

руб/опер

295,4

3,38

1,15

1148,2198

25

Акустический каротаж (регистрация КТН)

м

1850

72,14

руб/100 м

1334,59

3,38

1,2

5413,09704

26

Вспомогательные работы при акустическом каротаже

опер

1

293,9

руб/опер

293,9

3,38

1,15

1142,3893

27

ВИКИЗ

м

1850

22,6

руб/100 м

3,38

1,2

1695,8136

28

Вспомогательные работы при ВИКИЗ

опер

1

240,87

руб/опер

240,87

3,38

1,15

936,26169

29

РК(ГК, ННК-Т), МЛМ (М 1:200)

м

3700

170,97

руб/100 м

6325,89

3,38

1,2

25657,80984

30

РК(ГК, ННК-Т), МЛМ (М 1:500)

м

1850

113,99

руб/100 м

2108,815

3,38

1,2

8553,35364

31

Вспомогательные работы при РК

опер

1

351,46

руб/опер

351,46

3,38

1,15

1366,12502

32

Плотностной гамма-гамма каротаж

м

1850

290,06

руб/100 м

5366,11

3,38

1,2

21764,94216

33

Вспомогательные работы при плотностном гамма-гамма каротаже

опер

1

275,24

руб/опер

275,24

3,38

1,15

1069,85788

34

Резистивиметрия

м

1850

22,6

руб/100 м

418,1

3,38

1,2

1695,8136

35

Вспомогательные работы при резистивиметрии

опер

1

240,87

руб/опер

240,87

3,38

1,15

936,26169

36

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц) (М 1:200)

м

1850

170,97

руб/100 м

3162,945

3,38

1,2

12828,90492

37

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ-Ц) (М 1:500)

м

1850

113,99

руб/100 м

2108,815

3,38

1,2

8553,35364

38

Вспомогательные работы при плотностной цементометрии

опер

1

351,46

руб/опер

351,46

3,38

1,15

1366,12502

39

СПК

м

103950

7,34

руб/100 м

7629,93

3,38

1,75

45131,03595

40

ПЗР (на базе и на скважине)

опер

1

573,35

руб/опер

573,35

2,93

1,15

1931,902825

41

Проезд

км

70

15,49

р/км

1084,3

1,51

1,15

1882,88695

42

Тех дежурство

парт-ч

6

257,7

р/парт-ч

1546,2

2,28

1,15

4054,1364

43

Итого:








207734,673


Итого стоимость комплекса геофизических работ выполняемых комплексной геофизической партией на одну скважину - 207734,673 рублей.

Учитывая стоимость каротажных исследований в одной скважине, общая стоимость полевых каротажных работ выполняемых комплексной партией (в 3 скважинах) будет составлять 623204,019 рублей.

При использовании каротажных автомашин Урал-4320 затраты на расход топлива при выполнении работ в одной скважине составляют 14268,1 руб. Расчёт проводится на основе нормы расхода горючего при переездах и при стационарной работе. Топливо израсходовано на 3 скважинах, будет затрачено 42804,3 рубля.

Контрольно интерпретационные работы оплачиваются в размере стоимости комплекса каротажных работ. Камеральные работы составляют 207734,673 рублей.

Стоимость полевых работ выполняемых комплексной партией (с учётом ГСМ и контрольно интерпретационных работ) составляет 1733509,803 рубля.

Коммерческая стоимость проекта состоит из стоимости работ выполняемых комплексными геофизическими партиями, стоимости работ выполняемых партиями контроля параметров бурения и газового каротажа, стоимости работ выполняемых КИП, стоимости работ выполняемых промыслово-геофизическими партиями и составляет 27200000 руб.

Общая сметная стоимость работ по проекту (CM 1)

Общая сметная стоимость работ по проекту (CM1) рассчитывается в соответствие с инструкцией по составлению проектов и смет.

Затраты, связанные с производством, называются основными расходами.

К основным расходам относятся:

текущий заработок и затраты, учитывающие конституционные социальные гарантии;

затраты, связанные с оплачиваемым ежегодным отпуском; - отчисления в пенсионный фонд;

отчисления в фонд медицинского страхования;

отчисления в фонд занятости;

отчисления в фонд социального страхования.

Кроме того, к основным расходам относятся:

материальные затраты, электроэнергия, лесоматериалы и т. д.;

амортизация используемого оборудования;

износ малоценных и быстроизнашивающихся предметов;

услуги и транспорт, используемые в процессе работы.

Затраты геологоразведочного производства (по каждому виду полевых и камеральных работ) формируются в виде статей основных расходов.

Статьи основных расходов

. Основная заработная плата (текущий заработок рабочих и ИТР).

. Дополнительная заработная плата, за счет которой формируется фонд для оплаты отпуска (7,9% от основной заработной платы).

. Единый социальный фонд (пенсионный фонд, фонд медицинского страхования, фонд занятости, фонд социального страхования), эти отчисления в размере 35,6% установленном законом рассчитываются от фонда заработной платы, т.е. суммы основной и дополнительной заработной платы.

. Материалы, лесоматериалы, электроэнергия, сжатый воздух и т.д., т. е. все то, что переносит свою стоимость на геологоразведочные работы сразу и полностью.

. Амортизация оборудования в виде нормы амортизации, рассчитанной в зависимости от балансовой стоимости оборудования и его срока использования.

. Износ малоценных и быстроизнашивающихся предметов, которые служат долго, но стоят недорого. Их стоимость в размере 50% включается в затраты геологоразведочного проекта сразу, а оставшаяся часть списывается в процессе хозяйственной деятельности по бухгалтерской документации возможно на затраты по другому проекту.

. Услуги собственных вспомогательных производств (например, ремонтный цех), норма услуг рассчитывается на каждом предприятии самостоятельно и устанавливается для всех видов работ одинаковая.

. Транспорт, используемый в процессе работы, также входит в себестоимость полевых геологоразведочных работ в виде нормы, рассчитанной на предприятии.

Статьи 1 ч 6 - это простые статьи, т. к. они учитывают только один вид производственных ресурсов (либо трудовые ресурсы - три статьи по зарплате, либо материальные ресурсы - статья 4, либо технику или основные фонды - статьи 5 и 6).

Статьи “Услуги” и “Транспорт” - сложные или комплексные, т. к. в них учитываются затраты в виде простых статей, связанных:

с заработной платой ремонтников и шоферов;

с использованием материальных ресурсов (например, электроэнергия, бензин, ГСМ и т. д.);

и с использованием технических средств (станки, машины и т. д.).

Все эти затраты включаются в норму, соответствующую расходам по данным статьям на предприятии.

Таким образом, затраты на каждый отдельный вид геологоразведочных работ формируются за счет вышеперечисленных статей основных расходов.

Затраты, связанные с организацией производства, в геологии называются накладными расходами.

За счет накладных расходов:

содержится аппарат управления,

осуществляется техника безопасности и промсанитария,

выплачиваются налоги и платежи, входящие в себестоимость.

В смете эти затраты либо рассчитываются прямым расчетом, либо начисляются в виде норматива накладных расходов от 18 до 30 и более % от суммы основных расходов по согласованию с заказчиком.

Таким образом статьи основных и накладных расходов включают в себя все затраты, связанные с производством продукции, работ и услуг.

Кроме основных и накладных расходов в смету геологического проекта включаются расходы, свойственные только геологоразведочному производству.

Итогом сметы является определение сметной стоимости или цены проекта. Эти расчеты оформляются в виде сметных форм.

Основным сметным расчетом является “Общий расчет сметной стоимости геологоразведочных работ” оформленный по форме СМ-1, который включает в себя 6 групп затрат и оформлен в виде таблицы. Это основной сметный расчет, который обладает юридической силой. Он представляется заказчику и в банк для дальнейшей финансовой работы предприятия. В данной сметной форме под “Основными расходами” понимаются все затраты, связанные с производством геологоразведочных работ по данному проекту, которые складываются из затрат на отдельные геологоразведочные работы (геофизические, камеральные и т. д.), остальные затраты, увеличивая стоимость геологоразведочных работ, обеспечивают либо организационную (“Накладные расходы”), либо экономическую деятельность предприятия. К ним относятся: “плановые накопления”, “компенсируемые затраты”, “подрядные работы” и “резерв”.

“Плановые накопления” - это затраты, включаемые в смету и оплачиваемые заказчиком, предприятие использует для создания нормативной прибыли, которая используется: для выплаты налогов и платежей от прибыли, а также для формирования чистой прибыли и создания фондов предприятия ( фонда развития производства и фонда социального развития). Нормативной она называется потому, что утвержден специально для геологической службы норматив “Плановых накоплений” равный 14ч30% от суммы “Основных” и “Накладных” расходов.

“Компенсируемые затраты” - это затраты, независящие от предприятия, предусмотренные законодательством и возмещаемые заказчиком по факту их исполнения. К “компенсируемым затратам” относятся:

производственные командировки;

полевое довольствие;

доплаты и компенсации;

затраты на охрану окружающей среды и т. д.

Все эти затраты рассчитываются и включаются в смету, а оплачиваются заказчиком на основании фактических документов о производстве работ и ведомостей об оплате.

“Подрядные работы” это работы, выполняемые сторонними организациями по объекту геологического задания в целом с выдачей окончательного отчета, а также работы, выполняемые организациями соисполнителями, затраты, которые входят отдельной строкой в состав сметы. Все подрядные работы оформляются договорами.

“Резерв” на непредвиденные работы и затраты предназначен для возмещения расходов, необходимость в которых выявилась в процессе производства геологоразведочных работ и не могла быть учтена при составлении проектно-сметной документации. “Резерв” предусматривается по опыту работы предприятия в процентах от суммы основных расходов (СМ-1), либо по нормативам в зависимости от стадии и вида геологоразведочных работ и составляет 4% для детальной разведки и доразведки.

Таблица 4.3.2 Общий расчет сметной стоимости проектируемых работ (СМ-1)

Наименование работ и затрат

Объем

От суммы

Итого затрат на объем / руб.



Ед. изм.

Кол-во



1

2

3

4

5

6

1

Основные расходы



А Собственно геологоразведочные работы:



проектно-сметные работы


146833,9236


полевые работы


895291,1015


организация полевых работ

%

1,4

п. р.

12534,07542


ликвидация полевых работ

%

1,3

п. р.

11638,78432


контрольно интерпретационные работы


838218,7015


Б Сопутствующие работы и затраты:



транспортировка груза и персонала

%

30

ГРР

571354,9759


строительство зданий и сооружений

%

20

п. р.

179058,2203

2

Накладные расходы

%

30

ГРР

571354,9759

3

Плановые накопления

%

25

о. р.+н. р.

806571,1896

4

Компенсируемые затраты



производственные командировки

%

0,5

о. р.

13274,64891


полевое довольствие

%

3

о. р.

79647,89348


доплаты

%

8

о. р.

212394,3826


охрана природы

%

5

о. р.

132746,4891

5

Подрядные работы

%

1,2

о. р.

31859,15739

6

Резерв

%

10

о. р.

265492,9783

Итого сметная стоимость




4768271,498

Договорная цена с учетом НДС (+ 20%)




5721925,797


Таблица 4.3.3 Сметно-финансовый расчёт на проектно-сметные работы

Статьи зарплат

Катего-рия

Трудо-затраты

Оклад

Районый коэф.

Сев. коэф.

Итого с учётом коэф-нтов

Пре-миаль-ные %

Итого с учётом премии

Начальник партии

12

0,5

8000

1,3

1,5

7800

40

10920

Геофизик

8

1,5

7200

1,3

1,5

21060

40

29484

Техник геофизик

7

0,9

6200

1,3

1,5

10881

30

15233,4

Каротажник

6

0,5

6200

1,3

1,5

6045

30

Сметчик

8

2

5400

1,3

1,5

21060

40

29484


Итого: 93584,4руб

Дополнительная заработная плата: 7393,168 руб.

Фонд заработной платы: 100977,568 руб.

ЕСН: 33316,0464 руб.

Материалы: 2807,532 руб.

Командировки: 1871,688 руб.

Резерв: 467,922 руб.

Стоимость проектно сметных работ: 146833,924 руб.

Список использованной литературы

1.      Вендельштейн Б.Ю. “Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов”. - М.: Недра, 1966.

2.      «Вестник недропользователя» журнал №16/2005 <#"719806.files/image096.gif">3.2.1. An outline of the processing surface field operations.

presence of this salt water presents serious corrosion and scaling problems in transportation and refinery operations.Water remaining in the oil is known as the basic sediments and water (BS&W). A maximum of 1% BS&W and in some cases less than 0.5% BS&W is acceptable. The limit on the salt content of the remnant water in oils is usually in the range of 10 to 15 PTB (pounds of salt per thousand barrels of oil). If these specifications are not met, then further treatment of the oil leaving the separator will be needed. Such treatment involves emulsion treatment/dehydration and desalting processes. After oil treating, there may be a need to stabilize the crude oil to optimize the oil recovery and reduce its volatility. Some produced crude oils contain hydrogen sulfide and other sulfur products. When it contains more than 400 ppm of H2S gas, the oil is classified as sour crude.crude oil present serious safety and corrosion problems. In such cases, another treatment known as the sweetening process is needed to remove hydrogen sulfide or reduce its content to acceptable limits.quick comparison between the properties of a typical crude oil produced from a field in the Middle East before and after treatment illustrates the role of field processing the crude oil .crude oil has the following materials present:: present in two forms: emulsions (10%) and free water (30%): 50,000-250,000 mg/L formation water: dissolved gas (600 scf/bbl crude oil)2S: 1000 ppmcrude oils have the following final specifications:content: 0.3 vol% maximumcontent: 10 lbs (as NaCl) per 1000 barrels of oil2S: 70 ppmpressure: 10 psig (4-5 psi RVP)

PROCESSING OF NATURAL GAS

gas associated with oil production (associated gas) or produced from gas fields generally contains undesirable components such as H2S, CO2, N2, and water vapor. Field processing of natural gas implies the removal of such undesirable components before the gas can be sold in the market. Specifically, the gas contents of H2S, CO2, and water vapor must be removed or reduced to acceptable concentrations. N2, on the other hand, may be removed if it is justifiable. Gas compression is usually needed after these treatment processes. In addition, the gas undergoes separation and fractionation for the recovery of some hydro-carbon components that are utilized as a feedstock for the petrochemical industry.schemes can be recommended for field processing and separation of natural gas, but the specific solution is usually a function of the composition of the gas stream, the location of this source, and the markets available for the products obtained. Saudi Arabia’s master gas system (MGS), as illustrated in Fig. 3.2.2, <file:///C:\Documents%20and%20Settings\Loner-XP\Рабочий%20стол\Насте\Abdel-Aal.et.al.Petroleum.and.Gas.Field.Processing.doc> is a good example.gases, including gas condensates, are also a potential source of hydrocarbons for many oil-producing countries. The processing of the gas condensates, however, involves a low-temperature technique to be described later in the text.

3.2.2 Master gas system (MGS).

processing of natural gas, in general, is carried out for two main reasons:

.The necessity to remove impurities from the gas;

.The desirability of increasing liquid product recovery above that obtained by conventional gas processing ;

AND ACCUMULATION OF OIL AND GAS

theories have been proposed to explain the formation and origin of oil and gas (petroleum); these can be classified as the organic theory of petroleum origin and the inorganic theory of origin. The organic theory provides the explanation most accepted by scientists and geologists.is believed, and there is evidence, that ancient seas covered much of the present land area millions of years ago. The Arabian Gulf and the Gulf of Mexico, for example, are parts of such ancient seas. Over the years, rivers flowing down to these seas carried large volumes of mud and sedimentary materials into the sea. The mud and sedimentary materials were distributed and deposited layer upon layer over the sea floor. The buildup of thousands of feet of mud and sediment layers caused the sea floors to slowly sink and be squeezed. This eventually became the sedimentary rocks (the sandstones and shales, and the carbonates) where petroleum is found today.very large amount of small plant and animal life, which came into the sea with river mud and sedimentary materials, and the much larger amount of small marine life remains already on the sea floors constituted the source of petroleum. These small organisms died and were buried by the depositing silt and, thus, were protected from ordinary decay. Over many years, pressure, temperature, bacteria, and other reactions caused these dead organisms to change into oil and gas.gas was formed under the higher-temperature conditions, whereas the oil was ormed under the lower-temperature conditions. The rocks where oil and gas were formed are known as the source rock.of Oil and Gasoil, gas, and salt water occupied the pore spaces between the grains of the sandstones, or the pore spaces, cracks, and vugs of the limestones and dolomites. Whenever these rocks were sealed by a layer of impermeable rock, the cap rock, the petroleum accumulating within the pore spaces of the source rock was trapped and formed the petroleum reservoir. However, when such conditions of trapping the petroleum within the source rocks did not exist, oil gas moved (migrated ), under the effects of pressure and gravity, from the source rock until it was trapped in another capped (sealed) rock.of the differences in density, gas, oil, and water segregated within the trap rock. Gas, when existed, occupied the upper part of the trap and water occupied the bottom part of the trap, with the oil between the gas and water. Complete displacement of water by gas, or oil, never occurred. Some salt water stayed with the gas and/or oil within the pore spaces and as a film covering the surfaces of the rock grains; this water is known as the connate water, and it may occupy from 10% up to 50% of the pore volume.geologic structure in which petroleum has been trapped and has accumulated, whether it was the source rock or the rock to which petroleum has migrated, is called the petroleum reservoir.summary then, the formation of a petroleum reservoir involves first the accumulation of the remains of land and sea life and their burial in the mud and sedimentary materials of ancient seas.is followed by the decomposition of these remains under conditions that recombine the hydrogen and carbon to form the petroleum mixtures. Finally, the formed petroleum is either trapped within the porous source rock when a cap rock exists or it migrates from the source rock to another capped (sealed) structure.

OF PETROLEUM RESERVOIR

reservoirs are generally classified according to their geologic structure and their production (drive) mechanism.Classification of Petroleum Reservoirsreservoirs exist in many different sizes and shapes of geologic structures. It is usually convenient to classify the reservoirs according to the conditions of their formation as follows:

.Dome-Shaped and Anticline Reservoirs:reservoirs are formed by the folding of the rock layers as shown in Figure <file:///C:\Documents%20and%20Settings\Loner-XP\Рабочий%20стол\Насте\Abdel-Aal.et.al.Petroleum.and.Gas.Field.Processing.doc> 3.2.3. <file:///C:\Documents%20and%20Settings\Loner-XP\Рабочий%20стол\Насте\Abdel-Aal.et.al.Petroleum.and.Gas.Field.Processing.doc>dome is circular in outline, and the anticline is long and narrow. Oil and/or gas moved or migrated upward through the porous strata where it was trapped by the sealing cap rock and the shape of the structure.

.Faulted Reservoirs:reservoirs are formed by shearing and offsetting of the strata (faulting), as shown in Figure 3.2.4. <file:///C:\Documents%20and%20Settings\Loner-XP\Рабочий%20стол\Насте\Abdel-Aal.et.al.Petroleum.and.Gas.Field.Processing.doc> The movement of the nonporous rock opposite the porous formation containing the oil/gas creates the sealing. The tilt of the petroleum-bearing rock and the faulting trap the oil/gas in the reservoir.

3.2.3. A reservoir formed by folding of rock layers

3.2.4. A cross section of a faulted reservoir.

.Salt-Dome Reservoirs:type of reservoir structure, which takes the shape of a dome, was formed due to the upwardof large, impermeable salt dome that deformed and lifted the overlying layers of rock. As shown in       Figure 3.2.5, <file:///C:\Documents%20and%20Settings\Loner-XP\Рабочий%20стол\Насте\Abdel-Aal.et.al.Petroleum.and.Gas.Field.Processing.doc> petroleum is trapped between the cap rock and an underlying impermeable rock layer, or between two impermeable layers of rock and the salt dome.

.Unconformitiestype of reservoir structure, shown in Figure 3.2.6, was formed as a result of an unconformity where the impermeable cap rock was laid down across the cutoff surfaces of the lower beds.

3.2.5. Section in a salt-dome structure.

3.2.6. A reservoir formed by unconformity

.Lense-Type Reservoirs:this type of reservoir, the petroleum- bearing porous formation is sealed by the surrounding, nonporous formation. Irregular deposition of sediments and shale at the time the formation was laid down is the probable cause for this abrupt change in formation porosity. An example of this type of reservoirs is shown in Figure 3.2.7.

3.2.7 An example of a sandstone lense-type reservoir.

.Combination Reservoirs:this case, combinations of folding, faulting, abrupt changes in porosity, or other conditions that create the trap, from this common type of reservoir.

Reservoir Drive Mechanisms

the time oil was forming and accumulating in the reservoir, the pressure energy of the associated gas and water was also stored. When a well is drilled through the reservoir and the pressure in the well is made to be lower than the pressure in the oil formation, it is that energy of the gas, or the water, or both that would displace the oil from the formation into the well and lift it up to the surface. Therefore, another way of classifying petroleum reservoirs, which is of interest to reservoir and production engineers, is to characterize the reservoir according to the production (drive) mechanism responsible for displacing the oil from the formation into the wellbore and up to the surface.are three main drive mechanisms:.Solution-Gas-Drive Reservoirs:on the reservoir pressure and temperature, the oil in the reservoir would have varying amounts of gas dissolved within the oil (solution gas).gas would evolve out of the oil only if the pressure is lowered below a certain value, known as the        bubble point pressure, which is a property of the oil. When a well is drilled through the reservoir and the pressure conditions are controlled to create a pressure that is lower than the bubble point pressure, the liberated gas expands and drives the oil out of the formation and assists in lifting it to the surface. Reservoirs with the energy of the escaping and expanding dissolved gas as the only source of energy are called     solution-gas-drive reservoirs.drive mechanism is the least effective of all drive mechanisms; it generally yields recoveries between 15% and 25% of the oil in the reservoir..Gas-Cap-Drive Reservoirs:reservoirs have free gas existing as a gas cap above the oil. The formation of this gas cap was due to the presence of a larger amount of gas than could be dissolved in the oil at the pressure and temperature of the reservoir. The excess gas is segregated by gravity to occupy the top portion of the reservoir. In such a reservoirs, the oil is produced by the expansion of the gas in the gas cap, which pushes the oil downward and fills the pore spaces formerly occupied by the produced oil. In most cases, however, solution gas is also contributing to the drive of the oil out of the formation.favorable conditions, some of the solution gas may move upward into the gas cap and, thus, enlarge the gas cap and conserves its energy.produced by the expansion of the gas cap are known    as Gas-cap-drive reservoirs. This drive is more efficient than the solution-gas drive and could yield recoveries between 25% and 50% of the original oil in the reservoir..Water-Drive Reservoirs:other reservoirs exist as huge, continuous, porous formations with the oil/gas occupying only a small portion of the formation. In such cases, the vast formation below the oil/gas is saturated with salt water at very high pressure. When oil/gas is produced, by lowering the pressure in the well opposite the petroleum formation, the salt water expands and moves upward, pushing the oil/gas out of the formation and occupying the pore spaces vacated by the produced oil/gas. The movement of the water to displace the oil/gas retards the decline in oil, or gas pressure, and conserves the expansive energy of the hydrocarbons.produced by the expansion and movement of the salt water below the oil/gas are known as water-drive reservoirs. This is the most efficient drive mechanism; it could yield recoveries up to 50% of the original oil.

OIL AND GAS EXPLORATION

explained in the previous sections, oil and gas exist in reservoirs located thousands of feet below the Earth’s surface and ocean floors. These reservoirs would exist only in certain locations depending on the geologic history of the Earth. Therefore, determining the location of petroleum reservoirs is a very difficult task and is, probably, the most challenging aspect of the petroleum industry. Finding, or discovering, a petroleum reservoir involves three major activities: geologic surveying, geophysical surveying, and exploratory drilling activities. The following subsections provide a brief background on each of these activities.Surveysurveying is the oldest and first used tool for determining potential locations where there would be a possibility of finding underground petroleum reservoirs. It involves examination of the surface geology, formation outcrops, and surface rock samples. The collected information is used in conjunction with geologic theories to determine whether petroleum reservoirs could be present underground at the surveyed location. The results of the geologic survey are not conclusive and only offer a possibility of finding petroleum reservoirs. The rate of success of finding petroleum reservoirs using geologic surveys alone has been historically low. Currently, geologic surveys are used together with other geophysical surveys to provide higher rates of success in finding petroleum reservoirs.

Geophysical Surveys

are mainly four types of geophysical surveys used in the industry: gravity survey, magnetic survey, seismic survey, and remote sensing.gravity survey is the least expensive method of locating a possible petroleum reservoir. It involves the use of an instrument, a gravimeter, which picks up a reflection of the density of the subsurface rock. For example, because salt is less dense than rocks, the gravimeter can detect the presence of salt domes, which would indicate the presence of an anticline structure. Such a structure is a candidate for possible accumulation of oil and gas.magnetic survey involves measurement of the magnetic pull, which is affected by the type and depth of the subsurface rocks. The magnetic survey can be used to determine the existence and depth of subsurface volcanic formations, or basement rocks, which contain high concentrations of magnetite. Such information is utilized to identify the presence of sedimentary formations above the basement rocks.seismic survey involves sending strong pressure (sound) waves through the earth and receiving the reflected waves off the various surfaces of the subsurface rock layers. The sound waves are generated either by using huge land vibrators or using explosives. The very large amount of data collected, which include the waves’ travel times and characteristics, are analyzed to provide definitions of the subsurface geological structures and to determine the locations of traps that are suitable for petroleum accumulation.type of survey is the most important and most accurate of all of the geophysical surveys. Significant technological developments in the field of seismic surveying have been achieved in recent years. Improvements in the data collection, manipulation, analysis, and interpretation have increased the significance and accuracy of seismic surveying. Further, the development of three-dimensional (3D) seismic surveying technology has made it possible to provide 3D descriptions of the subsurface geologic structures.sensing is a modern technique that involves using infrared, heat-sensitive, color photography to detect the presence of underground mineral deposits, water, faults, and other structural features. The sensing device, normally on a satellite, feeds the signals into special computers that produces maps of the subsurface structures.

Exploratory Drilling

data collected from the geologic and geophysical surveys are used to formulate probable definitions and realizations of the geologic structure that may contain oil and/or gas. However, we still have to determine whether petroleum exists in these geologic traps, and if it does exist, would it be available in such a quantity that makes the development of the oil/gas field economical? The only way to provide a definite answers is to drill and test exploratory well(s).exploratory well, known as the wildcat well, is drilled in a location determined by the geologists and geophysicists. The well is drilled with insufficient data available about the nature of the various rock layers that will be drilled or the fluids and pressures that may exist in the various formations. Therefore, the well completion and the drilling program are usually overdesigned to assure safety of the operation. This first well, therefore, does not represent the optimum design and would probably cost much more than the rest of the wells that will be drilled in the field.this exploratory well is drilled, samples of the rock cuttings are collected and examined for their composition and fluid content. The data are used to identify the type of formation versus depth and to check on the presence of hydrocarbon materials within the rock. Cores of the formations          are also obtained, preserved, and sent to specialized laboratories for analysis.a petroleum-bearing formation is drilled, the well is tested while placed on controlled production. After the well has been drilled, and sometimes at various intervals during drilling, various logs are taken. There are several logging tools, or techniques, (electric logs, radioactivity logs, and acoustic logs) that are used to gather information about the drilled formations. These tools are lowered into the well on a wireline (electric cable) and, as they are lowered, the measured signals are transmitted to the surface and recorded on computers. The signals collected are interpreted and produced in the form of rock and fluid properties versus depth.exploratory well will provide important data on rock and fluid properties, type and saturation of fluids, initial reservoir pressure, reservoir productivity, and so forth. These are essential and important data and information, which are needed for the development of the field. In most situations, however, the data provided by the exploratory well will not be sufficient. Additional wells may need to be drilled to provide a better definition of the size and characteristics of the new reservoir. Of course, not every exploratory well will result in a discovery. Exploratory wells may result in hitting dry holes or they may prove the reservoir to be a uneconomical devel

Похожие работы на - Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов Игольско-Талового месторождения (Томская область)

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!