Комплекс геофизических исследований скважин для изучения фильтрационно-емкостных свойств и насыщения коллекторов на Мыльджинском газонефтяном месторождении (Томская область)

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    2,69 Мб
  • Опубликовано:
    2014-07-03
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Комплекс геофизических исследований скважин для изучения фильтрационно-емкостных свойств и насыщения коллекторов на Мыльджинском газонефтяном месторождении (Томская область)

Содержание

 

Контракт

Введение

. Общая часть

1.1 Географо-экономический очерк района работ

.2 Краткая геолого-геофизическая изученность

.3 Геологическое строение района

1.3.1 Стратиграфия

.3.2 Тектоника

.3.3 Газоносность

1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические характеристики ФГМ объекта

.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

2. Проектная часть

2.1 Выбор участка работ и геологические задачи, стоящие перед ГИС

.2 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

.3 Методика и техника геофизических работ

.4 Метрологическое обеспечение проектируемых работ

2.5 Геологическая интерпретация геофизических данных

3. Специальная часть

3.1 Физико-геологические основы ГГК-ЛП

.2 Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа серии СГПЛ и их характеристика

4. Технико-экономическая часть

4.1 Организационно-экономический раздел

4.1.1 Характеристика предприятия, на базе которого будет выполняться проектируемый объем работ

.1.2 Расчет экономических показателей и сметы

4.2 Производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ

4.2.1 Производственная безопасность

.2.2 Пожарная и взрывная безопасность

.2.3 Экологическая безопасность

.2.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Список литературы

горный петрофизический спектрометрический каротаж

Контракт

на проведение геофизических работ на месторождении Мыльджинское

г. Томск "____" __________ 2012 г.

ООО "ТомскГазпромГеоФизика", именуемое в дальнейшем "Подрядчик", в лице Генерального директора Изотова Владимира Михайловича, действующего на основании Устава предприятия, с одной стороны, и Компания ООО "Норд Империал", именуемое в дальнейшем "Заказчик", в лице Генерального директора Бердникова Леонида Ивановича, действующего на основании Устава компании, с другой стороны, заключили настоящий контракт о следующем:

. Предмет контракта.

.1. Предметом настоящего договора является проведение геофизических работ на Мыльджинском месторождении, куст №7, скважины № 140, 141, 142, 143 и 144.

.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.

.1. За выполненную в 2012 году работу согласно настоящему контракту Заказчик уплачивает Подрядчику 5 194 103, 90 рублей в соответствии с утвержденным сторонами Протоколом соглашения о договорной цене.

.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

"____" __________ 2012 г. по "____" __________ 2012 г.

.2. Юридические адреса и платежные реквизиты сторон.

ЗАКАЗЧИК: ООО "Норд Империал"

Юридический адрес: г. Томск, пр. Кирова д. 84.

Платежные реквизиты:____________________

ПОДРЯДЧИК: ООО "ТомскГазпромГеофизика"

Юридический адрес: г. Томск, пр. Фрунзе д. 77.

Платежные реквизиты:____________________

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

 

Введение


Одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны является нефтяная промышленность. Развитие нефтяной промышленности сопровождается последовательным увеличением эксплуатационного фонда скважин. Оперативную и систематизированную информацию о скважинах и пластах, необходимую для проведения геолого-технических мероприятий и управления процессами разработки нефтяных залежей, получают в результате геофизических исследований как в процессе их строительства, так и в эксплуатации.

В последние годы динамика добычи нефти в Томской области характеризуется как падающая. Однако потребность в нефти и нефтепродуктах, несмотря на снижение добычи, является значительной.

Мыльджинское месторождение, со своими запасами, занимает одно из лидирующих мест в обеспечении области газом. Необходимость использования геофизических исследований скважин обуславливается тем, что с их помощью можно детально расчленить геологический разрез, с достаточной точностью определить фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и характер насыщения пластов-коллекторов.

В связи с многообразием геофизических методов при решении большинства геологических задач возникает проблема выбора наиболее информативных методов и определения последовательности их применения с целью получения максимального эффекта. Такой эффект может быть достигнут лишь при рациональном комплексировании геофизических методов. Под рациональным комплексом понимается геологически и экономически обоснованное сочетание геофизических методов и сопутствующих геологических видов работ с целью эффективного решения геологической задачи. Выбор рационального комплекса достаточно сложен и строго индивидуален, т.е. зависит от конкретной задачи и множества факторов. На практике при проектировании геофизических исследований должен быть учтен весь накопленный опыт работ сходных условиях при широком использовании вероятностно-статистических методов на каждом этапе выбора комплекса: создания физико-геологической модели, комплексной интерпретации полученных материалов, определении рационального набора методов и последовательности их проведения.

В настоящем проекте предусматривается проведение ГИС в южной части Мыльджинского поднятия, с целью определения ФЕС коллекторов.

1. Общая часть

.1 Географо-экономический очерк района работ

Мыльджинское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области в 450 км к северо-западу от областного центра, и в 70 км севернее разрабатываемого Лугинецкого нефтегазового месторождения (рис. 1).

Условные обозначения:

Рис. 1. Обзорная карта Мыльджинского ГКН месторождения

В геоморфологическом отношении территория района представляет собой слабо расчлененную заболоченную равнину с развитой речной сетью. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +74 м в пойменных частях рек до +115 м на водоразделах. Большая часть территории водоразделов залесена. Породы деревьев различны, однако большинство хвойных (ель, сосна, пихта, кедр), изредка встречаются осина и берёза.

Климат континентальный, с холодной, продолжительной и снежной зимой. Зимний период продолжается до полугода (180-185 дней) с ноября по апрель. Самыми холодными месяцами считаются декабрь, январь, февраль. Температура воздуха в зимний период составляет в среднем -20 - -25оС. опускаясь иногда до -500С. Промерзание болот обеспечивающее передвижение тяжелой техники по зимникам и профилям, начинается со второй половины декабря. Толщина снежного покрова составляет 0,50-0,60 м, грунт промерзает на 1,0-1,2м. Ледоход начинается в мае, ледостав - в конце октября - начале ноября.

Лето короткое, теплое. Самый жаркой месяц июль, когда температура поднимается до +30 - +32оС. Продолжительность навигационного периода 150-170 дней.

Среднегодовое количество атмосферных осадков колеблется от 400 до 500 мм. Наибольшее их количество выпадает летом и осенью.

Район работ населен слабо. Непосредственно на территории месторождения стационарных населенных пунктов нет. Построенный вахтовый поселок служит для временного размещения и проживания буровых бригад. Ближайшим к месторождению является п. Мыльджино, расположенный в 30-35 км к северу от месторождения. База НГДУ "Лугинецкнефть" находится в г. Кедровом, который расположен в 110 км южнее месторождения.

Доставка грузов на месторождение в летнее время осуществляется водным транспортом, в зимнее - автотранспортом по зимнику, вертолетами круглый год.

Строительный лес для обустройства буровых имеется на месте. Глин хорошего качества в районе работ нет, поэтому для приготовления бурового раствора из местных глин делаются добавки бентонитовой глины и химреагентов.

Наиболее значительной на территории месторождения является р. Салат с многочисленными притоками: Малый, Средний и Большой Карьят, Погон-Еган, Кыльман (левые притоки), Салин-Игай, Чанга, Мыга (правые притоки).

Река Салат пересекает месторождение с юго-запада на северо-восток до впадения Среднего Карьята, затем меняет направление течения на субширотное. На своем пути река образует многочисленные русловые болота. Ее ширина 5-15 м, скорость течения 0,4-0,6 м/сек, глубина 0,5-1,5 м.

Берега рек обычно заболочены, но местами крутые и сильно залесены. В нижнем течении рек формируются широкие поймы, покрытые густым кустарником. В поймах рек образуются незамерзающие в зимнее время мелкие озера и болота.

Воды протекающих рек используются как для питьевых, так и для технических целей. Кроме того, для обеспечения буровых технической водой предусматривается бурение водяных скважин глубиной до 50-150 м.

В 1991 году месторождение передано ПГО "Томскнефтегазгеология" на баланс

АО "Томскнефть", а затем в 1995 году - АО "Томскгаз". В 1996 г. в связи с подготовкой его к промышленному освоению пробурена поисково-оценочная скважина 62.

1.2 Краткая геолого-геофизическая изученность

Впервые геологические исследования регионального характера на территории района начали проводится с 1947г. В период 1947 - 64гг. были выполнены геологическая, аэромагнитная (М 1:1000000) и гравиметрическая (М 1:200 000) съемки. Этими работами была выявлена положительная структура первого порядка - Средне-Васюганский мегавал.

Площадные сейсморазведочные работы МОВ начали с 1958-59гг. В результате проведенных исследований были получены первые сведения о строении центральной части Средне-Васюганского мегавала и выявлен ряд локальных поднятий II порядка: Рагозинское, Красноярское, Северо-Васюганское.

Мыльджинская структура, приуроченная к юго-восточной части Средне-Васюганского мегавала, была выявлена и подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами МОВ, выполненными в 1960-62гг С/П 12, 15/61-61 (Агаджанов Э.С.) и 6, 7/61-62 (Берлин Г.И.). По их результатам построена структурная карта по отражающему горизонту "IIа" (подошва марьяновской, ныне - баженовской свиты).

В 1964-65гг. с целью уточнения геологического строения южной части Средне-Васюганского мегавала силами С/П 13/64-65 были выполнены дополнительные работы (Берлин ГИ.). Весь материал (в т.ч. и в предшествующие годы) был интерпретирован и составлен новый вариант структурной карты Мыльджинского поднятия по отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты). Построенная структурная карта явилась сейсмической основой для проектирования размещения поисково-разведочных скважин. Из первой же скважины, заложенной в сводовой части структуры и законченной строительством в 1964г, был получен фонтан газа. С этого момента начались детальные исследования геологического строения Мыльджинского месторождения.

В 1966-67гг. силами С/П 6/66-67 была осуществлена детализация Мыгинской площади, в т. ч. и южной периклинали Мыльджинского поднятия (Другова А.Ф.). Весь сейсмический материал был вновь переобработан и отстроен уточненный вариант структурной карты по тому же отражающему горизонту IIа. Эти построения легли в основу подсчета запасов углеводородов по Мыльджинскому месторождению, которые были утверждены ГКЗ в 1968г. (протокол ГКЗ № 5362 от 23.02.68г.).

В 1983-86гг. с целью уточнения структурных планов в выявления нефтеперспективных участков в различных частях Мыльджинской структуры были проведены поисковые в детальные исследования МОГТ силами С/П 8, 17/85-86 (руководитель Жевлаков Л.П.). Этими работами был детализирован восточный борт Мыльджинского поднятия. Дополнительно к структурным построениям по основному отражающему горизонту IIа,. была подготовлена структурная карта по низам покурской свиты.

Детальные сейсморазведочные работы МОГТ были продолжены в 1992-94гг. Целью работ являлось уточнение структурных построений и контуров нефтегазоносности по продуктивным горизонтам. Использовалась более плотная сеть профилей наблюдений. Работы выполнялись сейсмопартиями АО "Сибнефтегеофизика" (С/П 14,16/92-94). В результате выполненных исследований была построена сейсмическая основа масштаба 1:50000. Однако структурная модель, предложенная на основе этих работ, содержала ряд серьезных недостатков, повлекших за собой не совсем верное представление о строении залежи и, прежде всего, модели нефтяной оторочки. Это в конечном итоге привело к неоптимальном размещению отдельных кустов эксплуатационных скважин при составлении проекта разработки Мыльджинского месторождения. Например, кустов 8 и 10 (см. рис. 6), где в последующем было признано нецелесообразным бурение ряда проектных скважин.

В 1999-2000гг. в юго-западной части Мыльджинского месторождения силами Томского Геофизического Треста ОАО "Томскнефтегазгеология" (СП № 6) были проведены 3D сейсморазведочные работы в объеме 105км2. Применялась американская сейсмостанция INPUT/OUTPUT и крестовая система наблюдений. Обработка 3D-сейсморазведочных материалов выполнялась компанией "Парадайм Геофизикал Сервисиз Лимитед". Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС с использованием всех имеющихся на момент окончания работ данных разведочного и эксплуатационного бурения, а также материалов сейсморазведочных работ 2Д-МОГТ (С/П 14/92-94 ОАО "Сибнефтегеофизика" и С/П 8,17/83-85 ТГТ ПГО "Томскнефтегазгеология") выполнены институтом "ТомскНИПИнефть ВНК".

В результате этих работ были построены структурные карты по основным отражающим горизонтам: Vа, III, IIа, Iб, Iа, Ф2, а также по продуктивным пластам Б1, Б10, Б20, Ю13-4, Ю2, выполнен палеоструктурный анализ юрско-меловых горизонтов, выделены тектонические нарушения достигшие уровня отражающих горизонтов IIа, Iб, Iа, Ф2 и уточнены карты залежей для нижнемеловых и юрских объектов.

По данным 3D сейсморазведки построены карты эффективных толщин и улучшенных коллекторских свойств основного юрского продуктивного пласта Ю13-4 и произведена оценка перспектив НГГЗК. По данным 2D сейсморазведки выполнен прогноз газонасыщенных толщин основного нижнемелового продуктивного пласта Б10. Эти данные послужили сейсмической основой для составления геологической модели Мыльджинского месторождения, которая использовалась при структурных построениях при подсчете запасов.

1.3 Геологическое строение района

.3.1 Стратиграфия

В геологическом разрезе Мыльджинского месторождения принимают участие палеозойские и мезозой - кайнозойские отложения. Первые представляют фундамент, последние - осадочный чехол. Мощность чехла достигает 2700 м.

В составе комплекса осадочных образований принимают участие юрские, меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения, залегающие несогласно на размытой поверхности фундамента, сложенного дислоцированными докембрийскими, палеозойскими и частично мезозойскими образованиями. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями васюганской свиты верхней юры и куломзинской свиты нижнего мела. Основными продуктивными пластами является пласт Ю1 и Б10 кроме того газоконденсатные залежи наблюдаются в пласте Б19 (рис. 2).

Рис. 2. Геологический разрез Мыльджинского газонефтяного месторождения: 1-газонефтяной и водонефтяной контакты пластов Ю1-1, Ю1-3/4, 2-газоводяной контакт пласта Ю1-1, 3-подошва баженовской свиты, 4-песчаник нефтенасыщенный, 5-песчаник газонасыщенный, 6-песчаник водонасыщенный, 7-алевролито-глинистые породы

Палеозойские отложения вскрыты скв. 1,4,11,54,55,56. В центральной части поднятия представлены известняками светло- и темно-серыми, однородными, с структурами от криптокристаллической до мелко- и среднезернистой (скв. 1,4,56).

Характерны трещины, выполненные белым кальцитом. В разрезе восточной части встречены эффузивные диабазы светло-зеленые хлоритизированные, черные мелкозернистые и долериты среднезернистые (скв.55). Встречается также брекчированная кремнисто-карбонатная слоистая порода. Вскрытая мощность палеозойских отложений - до 63 метров.

На размытой поверхности доюрских образований со стратиграфическим угловым несогласием залегают отложения более позднего возраста, к которым приурочены основные нефтяные залежи.

Юрская система в соответствии с региональной стратиграфической шкалой представлена средним и верхним отделами, объединяющими тюменскую, васюганскую (наунакскую), георгиевскую и баженовскую свиты.

Средний отдел юрской системы представлен тюменской свитой.

Тюменская свита (J2tm) сложена континентальными отложениями сформировавшихся в условиях поименно-аллювиальной равнины, а в верхней части в прибрежно-морских. Свита сложена чередующимися серыми и темно-серыми аргиллитами с прослойками и линзами угля, алевролитов серых, глинистых и песчанистых, песчанников серых, мелкозернистых, часто алевролитистых, полимиктовых с остатками органических остатков:Tpochammina praesquamata T., Jacutica,Marginulin.

Песчаные пласты, залегающие, в низах тюменской свиты (Ю11 - Ю15, ааленский ярус) значительно преобразованы эпигенетическими процессами, уплотнены, содержат включения грубозернистого и гравелитового материала. Мощность тюменской свиты составляет 127-196 метров.

Верхний отдел юрской системы залегает согласно на нижележащих породах и представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Васюганская свита (J3vs) объединяет мелководно-морские и прибрежно-морские осадки келовей-оксвордского возраста. Она подразделяется на горизонт Ю2, нижневасюганскую подсвиту и горизонт Ю1.

Горизонт Ю2 характеризуют трансгрессивный этап расширения морского бассейна в келловее. В его основании залегает угленосная пачка У2, являющаяся хорошим репером горизонта в пределах месторождения. По составу пласт неоднороден. Он может быть представлен двумя обособленными песчаными пропластками (Ю21 и Ю22) или одним из них. В ряде случаев отмечается его замещение на алевритисто-глинистые разности.

Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез Томской области (участок юрской системы)

Нижневасюганская подсвита, характеризующая кульминационный этап келловей трансгрессии, является межрезервуарной покрышкой, разделяющей пласты Ю21-2 и горизонт Ю1. В литологическом отношении, представлены косослоистыми и плотными аргиллитами, песчаниками серыми с включениями углистого детрита. Мощность алеврито-глинистой составляющей подсвиты от 3 до 29м и зависит от литологической неоднородности выше и нижележащих песчано-алевритовых пачек.

Песчано-глинистый горизонт Ю1 формировался в период регрессивно-трансгрессивного развития бассейна седиментации, вследствие чего в его строении можно выделить три осадочных толщи (подугольную, межугольную и надугольную). Регрессивная (подугольная толща) залегает на образованиях нижневасюганской подсвиты и в кровле ограничивается подошвой угольного пласта У13, отражающего смену прибрежно-морского режима осадконакопления на континентальный.

По своей композиции подугольная толща неоднородна и в ее составе можно выделить продуктивные пласты Ю13 и Ю14. В большинстве скважин границей раздела для этих резервуаров служит либо алевролито-глинистый прослой, либо прослой карбонатизированных песчаников. В литологическом отношении коллектора, сложены светлосерыми, полимиктовыми, косослоистыми, средне-мелкозернистыми песчаниками, с включениями гнезд пирита и растительного детрита.

Формирование межугольной толщи характеризует максимальное сокращение морского бассейна и распространение в пределах изучаемой территории континентального режима осадконакопления. Объемы межугольной толщи выделяются по присутствия в разрезе угольных пластов У13 (в ее подошве) и У12 в кровле. Выделяемые здесь песчаные разности индексируются пластом Ю12. Мощность песчаного пласта характеризует либо отложения русел (повышенная мощность коллекторов), либо осадки пойменной равнины (частые переслаивания литологических разностей). По данным описаний керна проницаемые пласты представлены среднезернистыми, слоистыми, полимиктовими, глинистыми песчаниками с включениями пирита и углистого детрита. Алевролиты пойменных фаций имеют косослоистую текстуру, повышенную глинистость. Аргиллиты характеризуются окраской от темно-серой до черной.

Надугольная толща (пласт Ю11) выделяется между угольным пластом и подошвой георгиевской или баженовской свит. В литологическом отношении она сопоставима с осадками межугольной толщи. Здесь также выделяют разрезы монолитного резервуара повышенной мощности и толщи частого переслаивания песчаника, алевролита, аргиллита с редкими прослоями углей. Песчаники темно-серые, мелкозернистые, слюдистые, косослоистые с глинистым цементом. Алевролиты серые, крепкосцементированные, косослоистые, глинистые, слюдистые. Аргиллиты темно - серые до черных, плотные. В кровельной части толщи грубозернистые разности имеют зеленоватый оттенок и включения фауны белемнитов. Повсеместно в разрезе отмечается присутствие пирита и углистых прослоев. Общий литологический облик толщи (черный цвет аргиллита, наличие фаунистических остатков) свидетельствует о формировании этих отложений в условиях приливно-отливной равнины, где повышенные мощности коллектора можно связывать с рукавообразными песчаниками русловых промоин. Свиту характеризуют органические остатки: Meleagrinella ovalis, Recurvoides disputabilis,Hoeglundina tjumensis,Кесигvoides disputabilis. Общая мощность васюганской свиты 46-79 метров.

Кимеридж-волжский ярус включает отложения георгиевской, баженовской свит.

Георгиевская свита (J3gr) киммеридж-волжского возраста, представленная осадками морского водоема, среди которых преобладают темно-серые аргиллиты, нередко содержащие прослои известняка и глауконита. Свиту характеризуют органические остатки:Tolupasmmina ex gr. Распространена не повсеместно, и вскрыта скв. 55 (рис. 7) - мощность 6 м. Наиболее выражена в погруженных зонах Нюрольской впадины, где ее мощность достигает 15-20 м, на остальной территории свита либо маломощна (1-2 м), либо отсутствует.

Баженовская свита (J3bg) венчает волжский комплекс. В литологическом отношении это черные, иногда с буроватым оттенком, битуминозные аргиллиты морского глубоководья, сильно окремненные, содержащие включения пирита и прослои известковых пород. По ряду площадей в нижней части свиты, отмечены прослои непроницаемых зеленых, глауконитовых песчаников, выделяемых в барабинскую пачку. Свиту характеризуют органические остатки: Kachpurites sp.Indet.., Dorsorlanitinae, Spiroplectammina vicinalie, Dorothia tortuosa . Мощность свиты составляет 8-40 м.

Меловая система в разрезах скважин представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел, залегающий согласно на отложениях баженовской свиты, в объеме бариас-валанжина (куломзинская и тарская свиты) и готерив-баррема (киялинская свита).

Куломзинская свита (K1klm) представлена осадками глубоководно- и мелководно-морского генезиса и распространенны повсеместно и вскрыты почти всеми пробуренными скважинами. В литологическом отношении свита сложена серыми аргиллитами, опесчаненными в кровле. В объеме свиты выделяются три продуктивных пласта Б16-20, Б10, Б8. Резервуары Б16-20 (ачимовская пачка), выделяемые в подошвенной части аргиллитовой толщи, формировались в условиях крутопадающего шельфового склона, образовывая выдержанный клиноформный песчаный комплекс.

Вследствие генетических особенностей формирования, пласты Б16-20 на Мыльджинской площади обладают значительной литологической изменчивостью, вплоть до полного замещения глинами в восточной, западной и южной частях структуры.

В литологическом отношении резервуар представляет чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светлосерые, в основном мелкозернистые, косослоистые и тонко-горизонтальнослоистые. Алевролиты серые, темносерые, глинистые. Песчаники и алевролиты по составу кварц - полевошпатовые, песчаники сцементированы хлоритовым, гидрослюдистым, реже каолинитовым цементом.

Пласт Б10 приурочен к верхней части куломзинской свиты. Литологически представлен светлосерыми с зеленоватым оттенком песчаниками и алевролитами мелко-среднезернистыми, преимущественно полевошпатовыми. Аргиллиты зеленовато-серые, алевритистые, плитчатые.

Пласт Б8, залегающий стратиграфически выше резервуара Б10, представлен двумя проницаемыми прослоями, разделенными глинистой пачкой небольшой мощности.

Свита характеризуется органическими остатками: Temnoptychites sp. Inted, Tollia sp. Inted, Pseudolamfrckina tararica. Общая мощность куломзинской свиты составляет 269 - 322 метра.

Тарская свита (K1tr) залегает согласно на отложениях куломзинской свиты. Песчано-глинистые отложения свиты, сформированные в прибрежно-морских условиях, представлены светло-серыми и серыми, средне-мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми, слоистыми песчаниками, а также серыми и светло-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, часто с большим включением растительных остатков аргиллитами. Свита характеризуется органическими остатками: Теmnoptychites sp. Indet, Globulina praelacrima.

Общая мощность тарской свиты 70 -104 метра.

Общая мощность берриас-валанжира 359 - 426 метров.

Киялинская свита (К1kls) готерив-барремского возраста залегает согласно на отложениях тарской свиты. Осадки сложены прибрежно-континентальными серыми, темно-серыми, иногда зеленоватыми песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами, местами имеющими слабую пестроцветную окраску, буровато- и зеленовато-серого тонов. Свита характеризуется органическими осадками:Gleichenites sp.,Sphenopteris, Darvinula Barabinskensis. Общая мощность киялинской свиты 497 - 553 метра.

Верхний отдел меловой системы залегает согласно на нижнем отделе, и представлен апт-альб-сеноманом (алымская, покурская свиты), туроном (кузнецовская свита), коньяк-сантоном (ипатовская свита), сантон-кампаном (славгородская свита) и маастрихт-датским ярусами (ганькинская свита).

Алымская свита (К1al) раннеаптского возраста залегает согласно на отложениях киялинской свиты, и четко подразделяется на две подсвиты.

Нижняя часть свиты, сложена осадками прибрежно-морского и морского происхождения, представлена переслаиванием песчаников, глинистых песчаников и глин.

Верхняя часть свиты, представлена глинами кошайской пачки, сформированными в морских условиях. Органические остатки: Cleicheniaceae/Cleicheniidites tripex, Sphagnum spp.

Общая мощность алымской свиты составляет 25 метров.

Покурская свита (К1-2рг) апт-альб-сеноманского возраста залегает согласно на отложениях алымской свиты и представлена переслаиващимися сероцветными песчаниками сформированными в континентальных условиях, с пачками пластов, сформированными в морских и прибрежно-морских условиях, представленными темно-серыми глинами, серыми и светло-серыми алевролитами и песчаниками с прослоями глин. Встречаются включения зерен янтаря. Свиту характеризуют органические остатки: Ammobaculites Fragmentarius, Lega sp.Indet. Общая мощность покурской свиты составляет 777 - 824 метров.

Кузнецовская свита (К2кz) туронского возраста залегает согласно на покурской свите. Отложения были сформированы в условиях крупной морской трансгрессии. Представлены серыми и темно - серыми глинистыми породами, которые местами в кровле замещаются глинисто - кремнистыми отложениями. Свита характеризуется органическими остатками:Cilicides westsibiricus, Gaudryinopsis finliformis. Общая мощность кузнецовской свиты 9-26 метров.

Ипатовская свита (K2ip) коньяк-сантонского возраста залегает согласно на отложениях кузнецовской свиты и представлена морскими песчаниками с глауконитом, часто с опоковым цементом, с прослоями глин. Общая мощность ипатовской свиты 107-145 метров.

Славаородская свита (K2sl) сантон-кампановского возраста залегает согласно на отложениях ипатовской свиты и представлена толщей серых и зеленовато-серых глин, участками опоковидных, с прослоями серых, глинистых алевролитов сформированными в прибрежно-морских и континентальных условиях. Свиту характеризуют органические остатки:Spiroplectammina optata, Brotzenella. Общая мощность славгородской свиты 36 - 60 метров.

Ганькинская свита (К2gn) маастрихт-датского возраста залегает согласно на отложениях славгородской свиты и характеризуется сравнительно однообразной толщей серых, известковистых глин и мергелей серого и зеленовато-серого цвета, содержащей обильные органические остатки: Brotzenella praeacuta, Spiropctammina Kazanzevi, S.Variabilis, Candryna rugosa spiinulosa. Общая мощность ганькинской свиты 74-104 метра.

Палеогеновая система залегает согласно на меловой системе. Отложения палеогеновой системы сложены морскими глинами талицкой свитой палеоценового возраста и люлинворской, чееанской, некрасовской свитами эоцен-олигоценового возраста, сформированными в озерных, озерно-болотных и озерно-аллювиальных условиях. Система представлена чередованием сероцветных песков, алевролитов и глин с прослоями бурых углей. Органические остатки палеогеновой системы: талицкая свита -Cibidoides insbgnitus, Ammoscalaria fribilis, Cibicidoides favorabilis; люлинворская свита - Spongerus biconstrictus, Heliodiscus lentis, Textularia carinatiformis; чеганская свита- Liosphaeridae, Brotzonella munda.

Общая мощность палеогена 308 - 420 метров

Четвертичная система залегает несогласно на отложениях палеогеновой системы. Отложения сформированы морскими, ледниковыми, озерно-ледниковыми, аллювиальными и другими континентальными осадками. Представлены песками мелко- и среднезернистыми, местами глинистыми с мелкими растительными остатками, глинами серого цвета, растительными остатками в виде торфяника. Моренные отложения состоят из плотных супесей и суглинков с включением галек и валунов. Общая мощность четвертичной системы около 50 метров.

.3.2 Тектоника

В тектоническом плане район работ располагается в пределах южной части центральной Западно-Сибирской складчатой системы герцинского возраста. Система занимает всю центральную часть Западно-Сибирской плиты (рис. 4), пересекая ее с юга на север. Заложена она была в силуре или начале девона на байкальском и салаирском складчатом основании. Герцинский возраст центральной части плиты подтверждается не только типом структурных зон, развитых в фундаменте, но и составом пород, вскрытых скважинами. Доюрский комплекс отложений служит фундаментом для мезозойско-кайнозойского чехла. В результате унаследованных движений структурно-формационных зон фундамента в мезозое-кайнозое были сформированы консидементационные структуры платформенного чехла.

Согласно тектонической карте фундамента участок работ находится в пределах крупной положительной структуры доюрского фундамента - Васюган-Пудинского инверсионного антиклинория. Васюган-Пудинский антиклинорий сложен интенсивно дислоцированными и глубоко метаморфизованными комплексами предположительно позднего докембрия, а осложняющие его синклинали представлены средне-верхнедевонскими карбонатно-терригенными толщами. С запада и востока Васюган-Пудинский антиклинорий ограничен Колтогорско-Уренгойским и Усть-Тымским грабен-рифтами, в результате развития которых, антиклинорий в начале мезозоя испытывал воздымание и денудацию. Вся площадь работ покрыта сетью разломов, оперяющих грабен-рифты и протягивающихся с юго-запада на северо-восток. В строении грабен-рифтов принимают участие два структурно-формационных комплекса: собственно рифтовый, представленный интрузивными базитовыми образованиями и грабеновый, представленный преимущественно вулканогенно-осадочными образованиями.

На современном этапе изучения палеозойских образований установлена высокая степень дислоцированности доплатформенного комплекса и унаследованности структур поверхности фундамента платформенными мезозойско-кайнозойскими структурами первого, второго и иногда третьего порядка. Наиболее полно унаследованность структурами чехла геосинклинальных структурных форм фундамента наблюдается в зонах развития позднегерцинской складчатости, что характерно и для района работ.

Согласно "Тектонической карте юго-востока Западно-Сибирской плиты" (ред.К.Н.Микуленко. 1979г.) Мыльджинский вал по отложениям осадочного чехла находится на востоке Средневасюганского мегавала, на границе с Усть-Тымской впадиной (см. рис. 5). Значительную роль в формировании тектонического облика участка работ играют дизъюнктивные нарушения. Как и на всей территории Западно-Сибирской плиты, в районе работ в региональном плане можно выделить две основные системы разломов северо-западного и северо-восточного простирания. Разломы северо-западного простирания представляют собой нарушения секущие только отложения фундамента. Северо-восточные, связанные с Усть-Тымским

Рис. 4. Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты (фрагмент)


грабен-рифтом, представляют собой разломы, секущие фундамент и доплитный комплекс. Мыльджинский вал осложнен структурами III порядка: Мыльджинской, Мыгинской и Южно-Мыльджинской.

По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) Мыльджинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания с размерами по оконтуривающей изогипсе (структурная карта Г.К.Фирсовой 1994 г.) - 2325 м, 28х15 км и амплитудой 125 м. Восточный склон структуры довольно крутой, углы падения на уровне отражающего горизонта IIа достигают на отдельных участках 3-6 градусов), западный же наоборот относительно пологий. Поднятие осложнено рядом более мелких структур четвертого порядка. Вверх по разрезу структура постепенно выполаживается, происходит уменьшение амплитуды поднятия и сокращение углов наклона крыльев.

1.3.3 Газоносность

Мыльджинское газоконденсатное месторождение расположено в пределах Средневасюганского нефтегазоносного района. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями васюганской свиты верхней юры и куломзинской свиты нижнего мела.

Незначительные газо- и нефтепроявления были отмечены при испытании нижней части отложений тюменской свиты (пласт Ю7 в скв. 56) и на ее контакте с корой выветривания.

В скв. 1 и 4 из коры выветривания получены незначительные притоки газа. Основными промышленно продуктивными являются пласты: Б8, Б10, Б16-20 (куломзиннская свита), Ю11-2, Ю 13-4, Ю2 (васюганская свита).

Схема размещения разведочных и газодобывающих скважин, а также запроектируемых скважин на Мыльджинском месторождении приведены на рис. 6.

Согласно ранее существовавшим представлениям, нерасчлененный песчаный горизонт Ю1 (рис. 7), включающий пласты Ю11-2, Ю13-4 и песчаный пласт Ю3 образуют газоконденсатную залежь с нефтяной оторочкой, выделяемой в северозападной части месторождения. Положение плоскости ГВК условно принято на абсолютной отметке 2321 м. Положение ВНК условно проводится на отметке 2333 м. Продуктивность пласта Ю1-2 подтверждается результатами испытаний 16 скважин, из

Рис. 6. Проектная схема размещения дополнительного фонда эксплуатационных и газодобывающих скважин на карте суммарных линейных запасов по горизонту Ю1 Мыльджинского месторождения

Рис. 7. Структурная карта и положение водоуглеводородных контактов пласта Ю13 Мыльджинского месторождения

которых получены фонтаны газа с абсолютно свободными дебитами от 23,3 до 1353 тыс.м3сут. Одновременно с газом из скважин поступало значительное количество конденсата. Приток нефти дебитом 20 т/сут получен из скв. 53 на западе месторождения, а так же из скв. 17, 21, 32, 42, 44, где дебит равен 3,4-15,8 т/сут. Общая мощность пласта Ю1+2 - 46,4-108 м. Открытая пористость пород коллекторов 11-24% при проницаемости параллельно напластованию до 1092 мД. Газонасыщенность в песчано-алевролитовых пластах имеет значение в среднем 71,5%. Залежь газа пласта Ю1+2 является массивной. Этаж газоносности 74 м.

По результатам испытания пласта Ю11 скв. 8, 17, 51 на северо-восточном склоне Мыльджинского поднятия выделяется литологически экранированная залежь нефти, за счет глинизации песчаников Ю11 в сводовой части структуры. Уровень ВНК установлен в скв.8 на абсолютной отметке 2364 м. Дебиты нефти получены из скв. 17, 21, 51 составили 0,004-3,4 т/сут.

Пласт Б16-20 прослеживается в подошве отложений куломзинской свиты валанжина, выделяется не всегда точно и не имеет повсеместного распространения в пределах месторождения. В южной части площади замещается глинистыми разностями и как пласт коллектор не выделяется. Продуктивность пласта установлена на основании испытания скв. 4, 12, 32, в которых получены фонтаны газа дебитом 27,3-139,5 тыс.м3сут. В газе отмечается конденсат.

Общая мощность пласта изменяется от 6,8 до 50,4 м. Эффективная равна 1,2-33,2 м. Количество прослоев песчаника, составляющих эффективную мощность, равно 8-10. Газонасыщенная мощность равна 1,2-20 м.

Пласт Б16-20 имеет сложное геологическое строение, в связи с чем положение газоводяного контакта по БКЗ и РК не выделяется. За положение условного ГВК принимается отметка нижней дыры перфорации в скв. 4, из которой получен фонтан сухого газа, т.е. отметка - 2181 м.

Пласт Б16-20 имеет низкие коллекторские свойства. Большинство образцов оказалось непроницаемыми, что связано с высокой карбонатностью пород. Залежь газа в пласте является литологической. Этаж газоносности - 40 м.

Пласт Б10 приурочен к средней части разреза куломзинской свиты валанжина. Залегает на 108 м гипсометрически выше пласта Б16-20. Фациально неустойчив и прослеживается лишь в северной и северо-восточной частях Мыльджинской площади.

Продуктивность пласта подтверждается результатами испытания 6 скважин, из которых фонтан газа с дебитами от 110,8 до 366,5 тыс.м3сут. Газ содержит конденсат. Общая мощность пласта изменяется от 6 до 34,8 м, эффективная - 1,2 - 22 м, которую слагает прослои песчаников в количестве 3-13. Газонасыщенность - 1,2-22 м. Плоскость ГВК проводится условно по подошве пласта Б10 в скв. 17 по отметке-2154,5 м.

По составу породы пласта Б10 неоднородны. Наиболее опесчанены они на восточном крыле. В западном направлении происходит постепенная глинизация пород, а на западном крыле и южной переклинали песчано-алевролитовые разности пласта полностью замещаются глинами.

Открытая пористость пластов-коллекторов колеблется от 11,1 до 25,6%, проницаемость от 1,4 до 964 мД. Карбонатность достигает 29-34%. В целом, коллекторские свойства сравнительно хорошие. Залежь газа по типу является литологической. Этаж газоносности составляет 104,6 м.

Пласт Б8 приурочен к верхней части отложений куломзинской свиты валанжина. Залегает гипсометрически выше пласта Б10 и отделяется от него 70-метровой толщей аргиллитов. Прослеживается на площади повсеместно, однако имеет тенденцию к глинизации в наиболее погруженных частях структуры на восточном крыле (скв. 3,25).

Продуктивность пласта установлена по результатам испытания скв. 1, 25, 24. В скв.1 получен фонтан газа с конденсатом; дебит газа 182 тыс.м3сут.

Общая мощность пласта равна 13,2-47,6 м., эффективная 2,4-21,6 м., газонасыщенная - 2-6,8м.

Ориентируясь на результаты испытания скв. 1, 24, 2, а также на БКЗ скв. 1, 16, 24, 32 граница ГВК проводится на отметке 2003м. Открытая пористость пород-коллекторов составляет 11,6-29,3% при проницаемости 0,8-1548 мД. Залежь пласта Б8 является пластовой. Этаж газоносности 23 м.

.4 Физические свойства горных пород и петрофизические характеристики. ФГМ объекта

В разрезе Мыльджинского месторождения промышленная нефтегазоностность занимает большую часть отложений юрского возраста. Эти отложения разделяются на нижне- и среднеюрские песчано-глинистые образования местами угленосные, и верхнеюрские образования морского генезиса (глинистые и алевролитовые породы). Меловые отложения представлены морскими и озёрно-аллювиальными фациями, со следующими физическими параметрами -  м/с,  г/.

Эоценовые и нижнеолигоценовые отложения сложены двумя комплексами осадков: нижний - кремнистый, верхний - глинистый и алевролитовый. Олигоценовые континентальные алевролито-глинистые отложения характеризуются следующими физическими параметрами: м/с;  .

Диабазовые порфиры, кварцевые диориты, карбонатизированные долериты палеозойского возраста характеризуются значениями  Омм и мВ, что позволяет выделить их методами КС и ПС.

Отложения триасовой и юрской системы тюменской свиты представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников (преимущественно серых и тёмно-серых) и углей. По удельному сопротивлению отложения хорошо дифференцируются из-за частого переслаивания плотных и проницаемых пластов;  мВ. Кровля тюменской свиты хорошо выделяется по подошве аргиллитовой пачки васюганской свиты, у которых  , мВ. Верхняя часть васюганской свиты представлена песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами, которые характеризуются более высокими значениями , и мВ. Уголь в юрских отложениях характеризуется высокими значениями ρп=90 - 300 , очень низкими значениями радиоактивности и  мВ.

Образования баженовской свиты представлены тёмно-бурыми (до чёрных) битуминизированными плотными глинистыми аргиллитами. Эти отложения уверенно выделяются методами КС, ПС и ГК, в связи с высокими значениями , γ=50 и более мкР/ч и  мВ.

Отложения куломзинской свиты представлены толщей аргиллитов с линзами и прослоями алевролитов и песчаников. В нижней части отложения характеризуются низкими значениями  и мВ. Лишь в верхней части наблюдается незначительная дифференциация по  и .

Тарская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов характеризующихся резкой дифференциацией по кривым  и ; , мВ.

Комплекс пород киялинской свиты представлен частым переслаиванием зелено-цветных и пёстро-цветных комковатых глин, алевролитов и песчаников, которые характеризуются низким  и незначительной дифференциацией по потенциалу естественного электрического поля мВ.

Отложения нижней части алымской свиты, сложенные алевролитами и песчаниками, отмечаются высокими значениями , и высокими мВ. В верхней части свита, сложена тёмно-серыми глинами, которые характеризуются низкими  и мВ.

Отложения покурской свиты слабо дифференцируются по  и  составляют , мВ.

Отложения кузнецовской, ипатовской, славгородской, ганькинской свит сложены, в основном, серыми глинами, которые характеризуются низкими значениями , равного 2-3,5  и  мВ.

Кайнозойские отложения представлены преимущественно глинистыми разностями, имеющие значения УЭС равные 5-7 , а потенциал ПС - 2-5 мВ.

Четвертичные отложения представлены песками желтовато-серыми, разнозернистыми, суглинками и глинами желтовато-серыми толщиной до 50 метров.

Обобщенные сведения физических свойств горных пород, слагающие геологический разрез месторождения Западной Сибири представлены в таблице 1.

Таблица 1 Физические свойства основных разновидностей горных пород, слагающие геологический разрез

Породы

Плотность σ (г/см3)

Сопротивление, ρп (Ом*м)

Радиоактивность, γ (мкр/ч)

Скорость, υр (м/с)

Глины

2,1-2,4

2-40

6-14

1200-2500

Песчаники

2,2-2,5

2-30

3-8

1500-5500

Плотный карбонатизир. песчаник

2,3-2,7

15-240

4-7

3000-6000

Аргиллиты

2,3-2,6

2,5-7

5-12

5000-7500

Алевролиты

2,4-2,7

1,8-18

8-11

1500-4500

Угли

1,2-1,9

100 и более

0,5-3

1000-2500

Известняки

2,6

50-2400

2-8

3000-7100


Физико-геологическая модель продуктивной части

Мыльджинского месторождения

В разрезе юрских отложений вскрыты пласты Ю11, Ю12, Ю13-4 и Ю2-3. При сопоставлении разрезов можно отметить, что пласты мало отличаются по эффективным мощностям и фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), которые рассчитывались по составленным петрофизическим уравнениям и зависимостям для коллекторов Мыльджинского месторождения и по обобщенным алгоритмам для Средне-Васюганского мегавала (см. табл. 2 и 3), но существенно различаются по характеру и степени насыщения коллекторов.

В целом горизонт Ю1 характеризуется невысокой расчлененностью равной 7-10 и, сравнительно, высокими значениями коэффициентов песчанистости от 0,455 до 0,591. Пористость коллекторов изменяется в скважине от 0,115 до 0,194, средневзвешенное значение составляет 0,175. Проницаемость коллекторов изменяется в скважине от 0,6 до 85,9 мД, средневзвешенное составляет 36,6 мД. Нефтегазонасыщенность изменяется от 0,324 до 0,831, средневзвешенное значение составляет 0,645.

Коллектор в пласте Ю11 характеризуется низкими ФЕС: hэфф=0,8 м, Кп=0,130-0,140, Кпр=1,6-2,0 мД, но высоким Кнг=0,694-0,759. При удалении на 55,0 м (по кровле пласта) от условного уровня контакта, принятого на абсолютной глубине -2329.2 м водонасыщенность этого пропластка составила Кв=0,306, что ниже минимально возможных значений 0,409 и свидетельствует о присутствии только минерально связанной воды. По своим параметрам этот песчаник интерпретируется как газонасыщенный:

·   по методике разделения коллекторов по зонам нефтегазонасыщенности, построенной на основе расчетов коэффициентов водонасыщенности с учетом капиллярых давлений и фазовых проницаемостей этот прослой попадает в зону с предельно возможной для него нефтегазонасыщенностью и по характеру насыщения газонасыщен с отсутствием свободной воды в поровом пространстве;

·   по методике оценки характера насыщения и обводненности коллекторов по их удельному электрическому сопротивлению, водонасыщенности и пористости, построенной с учетом фазовых проницаемостей этот коллектор газонасыщен и находится далеко за пределами зоны обводнения (рис. 8).

Пропластки коллекторов в пласте Ю12 выявлены во всех рассматриваемых скважинах. При этом количество песчано-алевролитовых тел изменяется от 3 до 5 с общей эффективной мощностью от 2,2 до 5,5 м. Фильтрационно-емкостные свойства невысокие: пористость изменяется от 0,125 до 0,176 (средневзвешенное значение 0,147), проницаемость от 0,6 до 14,8 мД (средние значения 6,3 мД). Коэфициенты нефтегазонасыщенности изменяются от 0,355 до 0,672, и зависят не только от коллекторских свойств, но и в большей степени от расстояния до условного уровня ГВК. Свидетельством тому являются трехмерные распределения коллекторов по удельным электрическим сопротивлениям, относительным амплитудам ПС и высотам над условным уровнем ГВК (рис. 9). Только у прослоев, расположенных на удалении от контакта более 50м ρп зависит только от ПС (точки с красноватыми оттенками), что является признаком их "предельного" насыщения для условий Мыльджинского месторождения.

Выявленные закономерности позволили построить зависимости удельных электрических сопротивлений, исправленных за глинистость от расстояний до условного уровня ГВК не более 40 м (рис. 10) и удельных электрических сопротивлений от относительной амплитуды ПС для коллекторов, удаленных от контакта более 45м (рис.11).

Рис. 8. Оценка характера насыщения и прогноз обводненности пластов

Рис. 9. Распределение коллекторов по удельным электрическим сопротивлениям, относительным амплитудам ПС и абсолютным высотам над условным уровнем ГВК

Необходимо отметить, что зависимость с учетом расстояния до ГВК построена на основе скважин с известными уровнями контакта (скв. №№129, 132 и 211), а по остальным скважинам он определялся по наилучшей сходимости параметров и составил для скв.№110»-2290 м, скв.№№108,111»-2310м, скв.№№104, 113, 115, 116, 117, 118»-2320м, скв.№107»-2321, скв.№№ 211, 131»-2329м. По зависимости Rп=F(aПС) с учетом условного ГВК возможна оценка степени насыщения коллекторов (зоны "предельного" насыщения) и выделение карбонатизированных прослоев, обладающие завышенными сопротивлениями, например, к таким следует отнести отдельные пропластки скважин №№111, 113, 116, 121 (см. рис. 11). Естественно, что представленные зависимости не охватывают весь спектр параметров, влияющих на Кнг, например, песчанистость разреза до ГВК: чем выше коэффициент Кпесч., тем меньше по толщинам переходная и зона остаточного водонасыщения и, соответственно резче переход к предельно насыщенной зоне.

В связи с вышесказанным, все интервалы коллекторов в пласте Ю12 интерпретируются практически одинаково:

·   по сопоставлению расчетных коэффициентов водонасыщенности с фактическими значениями интервалы относятся к зоне остаточного водонасыщения;

·   по палетке для оценки характера насыщения и обводненности интервалы газонасыщенны с отсутствием свободной воды в поровом пространстве (за исключением двух точек скв.131 и 111, попавших в зону обводненности до 20%, что может быть объяснено погрешностями определения геофизических параметров при интерпретации расчлененного разреза, а так же не совершенством методики при пористости менее 14%);

Интервалы коллекторов пласта Ю13-4 обладают высокими ФЕС, при этом количество песчаных тел изменяется от 3 до 5 с общей эффективной мощностью от 10,8 до 13,7 м, коэффициенты песчанистости составляют 0,64-0,89. Пористость изменяется от 0,114 до 0,194 (средневзвешенное значение 0,188). Проницаемость изменяется от 0,6 до 85,9 мД (средневзвешенное значение 69,5мД). Коэффициенты нефтегазонасыщенности изменяются от 0,459 до 0,831 (средневзвешенное значение 0,715).

Все коллекторы пласта Ю13-4, за исключением интервалов в подошве пласта в скважинах №211 и №111 по своим параметрам соответствуют зоне остаточной водонасыщенности и по характеру насыщения газонасыщены с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающие предельным насыщением (рис. 10, 11).

В скважине №211 с глубины 2457,6м (а.о.-2328,0м) водонасыщенность стремительно растет от 0,36 до 0,459, приближаясь к критическому значению, равному 0,597. Условное значение уровня ГВК принято на абсолютной отметке -2329,2м., интервал 2329,2-2330,4 попадает в переходую зону (возможно в зону критического водонасыщения) и по характеру насыщения газонасыщен с водой.

В скважине №111 коллектор в интервале 2675,8-2676,8 по своим параметрам попадает в зону с критическим водонасыщением и по характеру насыщения вероятен газ с незначительным содержанием воды.

Разрезы пластов Ю2+3 в рассматриваемых скважинах близки по ФЕС, но отличаются по характеру насыщения. Количество песчано-глинистых тел изменяется от 2 до 4 с общей эффективной мощностью от 1,6 до 4,3 м, а отдельные толщины изменяются от 0,4 до 1,4 м, коэффициент песчанистости изменяется от 0,20 до 0,26. Пористость изменяется от 0,134 до 0,146 (средневзвешенное значение 0,139). Проницаемость изменяется от 2,0 до 4,4 мД (средневзвешенное 3,1мД).

Характер насыщения:

·   по расчетным значениям коэффициентов водонасыщенности пласт Ю2-3 в некоторых скважинах попадает в зону с остаточным нефтегазонасыщением и по насыщению водонасыщен, а в некоторых, наоборот, к зоне с остаточным водонасыщением и по насыщению газонасыщен;

·   по палетке результаты расчетов практически подтверждаются, за исключением отдельных не существенных расхождений (см. рис. 8);

По результатам интерпретации всех данных ГИС построена физико-геологическая модель продуктивной части для Мыльджинского месторождения (рис.12).

Как видно из модели, разрез месторождения сильно изрезан по геофизическим данным, что говорит о частом переслаивании литологических разностей, представленных глинами, песчаниками, карбонатизированными песчаниками и углями.

С увеличением мощности пласта Ю13-4 наблюдается увеличение значений на диаграмме ИК. Это объясняется тем, что с увеличением мощности пласта происходит увеличение карбонатизации песчаника. Затем с уменьшением карбонатизации уменьшаются значения ИК.

В целом же, значения геофизических параметров по разрезу носят равномерный характер.

При уменьшении глинистости наблюдается увеличение нефтегазонасыщенности, это связано с заполнением нефтью или газом большего пространства освободившегося объема пор в песчанике.

Наибольший коэффициент нефтегазонасыщенности и, следовательно, низкие значения глинистости соответствуют пласту Ю13-4, а также для него характерна высокая пористость и проницаемость.

Пласт Ю2 является водонасыщенным с низкой проницаемостью и высоким коэффициентом глинистости.

Таблица 2 Петрофизические критерии и уравнения коллекторов Мыльджинского месторождения

Параметры : Объекты

Ю11 , Ю12, Ю13, Ю14, Ю21, Ю22

Б16-20

Б10

Б8

Температура пласта, °С

80.0

LgТ°=0.853Набс.-0.958

Минерализация пластовой воды, кг/м3

35.0

С=0.027Набс.-23.2

Сопротивление пластовой воды, Омм

0.08

Lgrв=5.23-1.92Набс.

Критерии коллектора: для газа для нефти

 aпс³0.3 Кп=0.12 Кпр=0.5·10-3 мкм2 aпс³0.43 Кп=0.135 Кпр=1.92·10-3 мкм2

Критерий получения газа

rп ³11.0, временные замеры НКТ

rп ³11.0, временные замеры НКТ

Критерий получения нефти

 rп ³5.2

 rп ³7.2 Рн³3.5 Кн³0.54

Критерий получения нефти и воды

4.3<rп <5.2

4.3<rп <7.2, 2.75<Рн<3.5, 0.48<Кн<0.54

Критерий получения воды

rп <4.3

rп <4.3, Рн<2.75, Кн<0.48

Газонефтяной контакт(ГНК)

-2321.0


Газоводяной контакт(ГВК)м

-2321.0

-2181.0

-2160.0

-2003.0

Водонефтяной контакт, ВНК

- 2366


Открытая пористость, д.ед.

Кп=0.08392+0.1196aпс

Кп=0.212+0.038aпс

Относительное сопротивление

Рп=0.767Кп-1.923

Рп=1.7947Кп-1.536

Нефтенасыщенность, д. ед.

Кв=0.95Рн-0.75

Кв=0.9268Рн-0.585

Проницаемость, 10-3 мкм2

Кпр=10^((aпс/0.75)2.27)

lgКпр=42.99Кп - 7.8362

Глинистость, доли ед.

Кгл=1.055-(1.14-1.111DJg)0.5 ; Кгл=0.4346-0.3846aпс

Кгл=1.055-(1.14-1.111DJg)0.5


Таблица 3 Обобщенные алгоритмы для Средне-Васюганского мегавала

Параметры: Объекты

горизонт Ю1

Температура пласта, °С

80.0

Минерализация пластовой воды, кг/м3

35.0-56.0

Сопротивление пластовой воды, Омм

0.08

Критерии коллектора: для газа для нефти

aпс³0.3 aпс³0.43

Критерий получения газа

временные замеры НКТ

Критерий получения чистой нефти

при aпс³0.65 rп³5.14aпс+1.36, Кн³0.5aпс+0.1 при aпс<0.65 rп³2.4aпс+3.4

Критерий получения нефти с водой

 4.3<rп< 6.5, 2.5< Рн< 4.0, Кн=0.41aпс+0.09

Критерии выделения водоносных пластов

при aпс³0.65 rп<4.3, Рн<2.5 при aпс<0.65 rп<4.0, Рн<2.5

Открытая пористость, доли ед.

Кп=0.126aпс+0.084, Кп=0.196DТ-33.9, Кпобщ=0.332/Jнкт +0.07998 Кп= Кпобщгл · wсв, wсв=0.18

Относительное сопротивление

Рп=0.584Кп-2.066

Нефтенасыщенность, доли ед.

Проницаемость, 10-3 мкм2

lgКпр=3.27aпс -1.261

Глинистость, доли ед.

Кгл=1.055-(1.14-1.111DJg)0.5 Кгл=0.563-1.04aпс+0.52a2пс


Рис. 12. Физико-геологическая модель продуктивной части Мыльджинского месторождения

.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

Для анализа взят разрез скв. 111, расположенный в восточной части месторождения, потому что данный разрез для этого месторождения можно считать эталонным, так как удовлетворяет следующим требованиям:

·        типичный (представительный) для данного месторождения и данного рода геологической задачи;

·        содержит искомый (исследуемый) геологический объект. В нашем случае - это продуктивный пласт, встречающиеся на месторождении литологические разности;

·        хорошо изученный с геологической точки зрения (имеет литологическую колонку, выделены и оценены коллекторы);

·        хорошо изученный геофизическими методами (оптимальный для решения конкретной задачи).

В настоящие время месторождение находится на стадии доразведки и эксплуатации. Перед ГИС на стадии доразведки стоят следующие геологические задачи:

1)      Литологическое расчленение разреза;

2)      Выделение коллекторов;

3)      Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов;

4)      Оценка характера насыщения коллекторов:

5)      Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Разрез анализируемой скважины исследован в интервале от 2620,0 до 2708,0 м следующими методами ГИС: ПС, ИК, БК, БКЗ, ВИКИЗ, АК, ГК, НКТ, кавернометрия, ГГК-п, которые решают поставленные геологические задачи.

Электрический каротаж, включающий в себя методы ПС, ИК, БК и БКЗ записывался в масштабе 1:200 аппаратурой К1А-723М со скоростью регистрации - 2000 м/ч.

Радиоактивный каротаж, включающий методы ГК и НКТ записывался в масштабе 1:200 аппаратурой РК5-76 со скоростью регистрации от 200 до 400 м/ч.

ГГК-п с каверномером и ПС записывались в масштабе 1:200 аппаратурой СГП-2 АГАТ со скоростью регистрации - 200 м/ч.

Акустический каротаж с ПС записывались в масштабе 1:200 аппаратурой АКВ-1 со скоростью регистрации - 1000 м/ч.

ВИКИЗ с ПС записывались аппаратурой ВИКИЗ со скоростью регистрации - 2000 м/ч.

Для каждой выше поставленной геологической задачи в скв. 111 применялись следующие геофизические методы:

1)      Для литологического расчленения разреза применялись методы ПС, БК, БКЗ, ИК, ГК, НКТ, ГГК-п и АК, которыми можно наиболее точно разделить разрез на глины, угли, карбонатизированные песчаники и песчаники.

По анализируемому разрезу скважины глины выделяются высокими значениями естественной радиоактивности Iγ, положительными аномалиями ПС и низкими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК), нейтронного каротажа (НКТ).

Угли выделяются очень низкими значениями радиоактивности (ГК, НКТ, ГГК-п) и высокими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК).

Карбонатизированные песчаники выделяются низкими значениями ГК, ПС и высокими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК), нейтронного и плотностного каротажа.

Песчаники выделяются низкими значениями естественной радиоактивности Iγ, отрицательными аномалиями ПС, а в зависимости от их насыщения, низкими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК) если песчаник водонасыщенный, и высокими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК) если песчаник нефтенасыщенный.

2)      Для выделения коллекторов применялись методы кавернометрия, ВИКИЗ, ПС.

По кавернометрии коллектор выделяется уменьшением диаметра скважины, за счет образования глинистой корки в зоне проникновения, но в данном разрезе этот метод работает плохо, т.к. уменьшение диаметра наблюдается по всему разрезу скважины. Это можно объяснить либо неисправностью аппаратуры, либо ошибка интерпретатора при записи диаграммы.

Для ВИКИЗ при выделении коллекторов характерно расхождение значений между зондами из-за их разной глубины исследования.

По ПС коллектора выделяются по отрицательным аномалиям, которые образуются за счет диффузионно-адсорбционного потенциала, возникшего на границе песчаник-глина.

3)      Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов включают в себя определение Кгл, Кп, Кпр и Кнг, которые рассчитываются по методам ПС, БКЗ, БК, ГК, НКТ, ГГК-п и АК.

Расчет фильтрационно-емкостных свойств коллекторов производится по петрофизическим уравнениям (см. табл. 2, 3), зависимостям или формулам, характерных для каждого метода.

Рассмотрим определение фильтрационно-емкостных свойств для коллектора пласта Ю1-3/4, находящегося в интервале от 2659,8 до 2667,6 м. В таблице 4 приведены геофизические методы и их значения рассматриваемого коллектора.

Таблица 4 Геофизические значения коллектора

Интервал, м

αпс

БКЗ, Ом.м

БК, Ом.м

ГК, Гамм

НКТ, у.е.

ГГК-п, г/см3

dT, мкс/м

от

до








2659,8

2667,6

0,89-0,93

12,9-28,8

38,9-58,3

4,66-7,06

2,8-3,8

2,2-2,5

212,6-319,4


Коэффициент глинистости определяется методами ПС и ГК по петрофизическим уравнениям и зависимостям для коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2).

По ПС Кгл рассчитывается по следующему уравнению:


Таким образом, Кгл по ПС изменяется в пределах от 7,7 до 9,3 %.

Кгл по ГК рассчитывается по уравнению:


где  - двойной разностный параметр ГК, Гамм.

Кгл по ГК изменяется в пределах от 6,3 до 21,2 %.

По результатам проведенных расчетов и их сравнении с заключительным каротажем видно, что ГК для определения Кгл работает плохо, следовательно, наиболее точным методом является ПС.

Коэффициент пористости можно определить методами ПС, АК, НКТ, ГГК-п, БК и БКЗ.

Для расчета Кп по ПС используется петрофизическое уравнение для коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):


По ПС получаем изменение Кп в пределах от 19 до 19,5 %.

При расчете Кп по АК и НКТ используются обобщенные алгоритмы для Средне-Васюганского мегавала (см. табл. 3):

-      для АК:


Кп по АК изменяется в пределах от 7,8 до 28,7 %.

-       для НКТ:


где  - общая пористость, доли ед., определяется по следующей формуле:


 - водородосодержание связанной воды ().

Кп по НКТ изменяется в пределах от 15,2 до 18,6 %.

Для расчета Кп по ГГК-п используется следующая формула:


где  - плотность твердой фазы (),

 - плотность жидкой фазы ().

Изменение пористости по ГГК-п варьирует от 11,7 до 23,5 %.

По БКЗ Кп выражается из петрофизической зависимости относительного сопротивления (см. табл. 2) и рассчитывается по следующему уравнению:


где  - параметр пористости, который определяется по формуле:


где  - сопротивление полностью водонасыщенной породы, Ом.м,

 - сопротивление пластовой воды, Ом.м ( = 0,08 Ом.м).

Пористость по БКЗ изменяется от 19,1 до 24,5 %.

Коэффициент проницаемости рассчитывается по петрофизической зависимости от αпс для коллекторов Мыльджинского месторождения:


Для рассматриваемого коллектора Кпр изменяется в пределах от 29,5 до 42,4 мД. Причем с увеличением мощности коллектора Кпр уменьшается.

Коэффициент нефтегазонасыщенности рассчитывается по петрофизической зависимости для коллекторов Мыльджинского месторождения по следующему уравнению:


где Рн - параметр насыщения, который определяется по формуле:


где  - сопротивление нефтенасыщенной породы, Ом.м.

Коэффициент нефтегазонасыщенности для данного коллектора изменяется от 80,8 до 85,9 %.

По произведенным расчетам для коллектора пласта Ю1-3/4 можно сказать, что наиболее достоверные и точные результаты для определения ФЕС дают электрические методы. По которым и были рассчитаны фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в анализируемой скважине (см. табл. 5).

4)      Для оценки характера насыщения коллекторов применяются методы ИК, БК, БКЗ, ВИКИЗ и НКТ. По данным методам нефтегазонасыщенные коллекторы отмечаются следующим образом:

·        низкой проводимостью ИК (ИК < 200 мСм/м),

·        высокими значениями сопротивлений,

·        расхождением малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших и малых зондов высокие;

·        низким водородосодержанием - для газа и высоким - для нефти.

Водонасыщенные коллекторы отмечаются:

·        высокой проводимостью ИК (ИК > 200 мСм/м),

·        низкими значениями сопротивлений,

·        расхождением малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших зондов низкие, а малых зондов - высокие;

·        высокое водородосодержание.

5)      Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, БК, ИК) и методами НКТ, АК при условии, что зона проникновения не превышает 10 см.

В методе сопротивлений контакт на диаграммах выделяется как граница между пластами высокого и низкого сопротивлений.

По НКТ переход от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной отмечается понижением показаний на диаграммах НКТ.

По АК контакт выделяется по различию акустических свойств флюидов.

По результатам интерпретации методов ГИС определены литологические разности пород, построен разрез сложенный: глинами (аргиллитами), углями, карбонатизиованными песчаниками, песчаниками. Выделены пласты: Ю1-1, Ю1-2, Ю1-3/4, Ю2, в составе которых 15 проницаемых прослоев. С учетом петрофизических уравнений коллекторов Мыльджинского месторождения и обобщенных алгоритмов для Средне-Васюганского мегавала, представленных в таблице 2 и 3, были рассчитаны коэффициенты пористости (Кп), глинистости (Кгл), проницаемости (Кпр) и нефтеазонасыщенности (Кнг), а также определен газоводяной контакт, результаты данных расчетов приведены в таблице 5.

Таблица 5 Результаты расчетов фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по скв. 111

Пласт

Интервал коллектора, м

h, м

Кгл, %

Кп, %

Кпр, мД

Кнг, %

Характер насыщения


от

до







Ю1-1

2637,6

2638,4

0,8

26,9

13,5

2

77,0

ГК

Ю1-2

2641,4

2642,2

0,8

24,6

14,3

2

49,3

ГК


2644,4

2645,8

1,4

16,2

16,9

8

65,7

ГК


2649,4

2650,4

1,0

18,8

16,0

5

54,4

ГК


2653,2

2654,4

1,2

20,0

15,7

4

59,8

ГК


2655,0

2655,8

0,8

28,1

13,2

2

41,7

ГК

Ю1-3/4

2658,0

2659,0

1,0

15,4

17,1

9

67,1

ГК


2659,6

2662,8

3,2

7,7

19,5

43

80,8

ГК


2662,8

2664,8

2,0

7,7

19,5

43

81,9

ГК


2664,8

2665,2

0,4

9,2

19,0

30

84,0

ГК


2665,2

2667,6

2,4

9,2

19,0

30

85,9

ГК


2671,0

2671,8

0,8

10,8

18,6

21

83,4

ГК


2671,8

2673,0

1,2

10,8

18,6

21

79,4

ГК


2675,8

2676,8

1,0

16,5

16,8

7

52,5

ГК+Вода

Ю2

2698,2

2699,2

1,0

22,3

15,0

3

34,1

Вода


2699,6

2700,0

0,4

26,5

13,7

2

25,6

Вода


2700,4

2700,8

0,4

26,5

13,7

2

23,9

Вода


2700,8

2701,4

0,6

26,5

13,7

2

17,6

Вода


2701,4

2702,4

1,0

26,5

13,7

2

20,9

Вода


2703,0

2703,6

0,6

26,9

13,5

2

26,8

Вода


2704,0

2704,6

0,6

28,1

13,2

2

28,0

Вода


Внутреннее строение пластов моделируется картами пористости, проницаемости и эффективных нефтенасыщенных толщин, построенных на основе данных, полученных при ГИС разведочных скважин. В соответствии с этой моделью пласты представлены песчаниками, с прослоями глины (аргиллит), встречаются также углем, карбонатизированными песчаниками (плотняк).

Коллектор в пласте Ю1-1 представлен одним проницаемым прослоем мощностью 0,8м с глинистостью 26,9 %, пористостью 13,5 %, проницаемостью 2 мД, нефтенасыщенностью 77,0 % и коэффициентом песчанистости 0,21. По результатам расчетов коэффициентов водонасыщенности пласт попадает в зону предельно возможной нефтегазонасыщенности, однако по зависимости: Rп=2,695´e2,532´aСП (см. рис.8) при aПС=0,43 удельное электрическое сопротивление предельно насыщенного песчано-глинистого пласта должно быть около 8,0 Ом*м, что существенно ниже фактического 18,8 Ом*м, учитывая расстояние (35,8м) до условного уровня ГВК (»-2310м) можно утверждать, что рассматриваемый интервал коллектора вероятно углефицирован и по насыщению должен быть газонасыщенным с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающий предельным насыщением.

Интервалы коллекторов пласта Ю1-2 обладают невысокими ФЕС: глинистость изменяется от 16,2 до 28,1 %, пористость от 13,2 до 16,9 %, проницаемость от 2 до 8 мД. Количество песчано-алевролитовых тел составляет 5 с общей эффективной мощностью 5,2м и коэффициентом песчанистости 0,36. Коэфициенты нефтегазонасыщенности составили 49,3; 65,7; 54,4; 59,8; 41,7 % и зависят не только от коллекторских свойств, но и в большей степени от расстояния до условного уровня ГВК. По своим параметрам эти пропластки попадают в зону остаточной водонасыщенности, по характеру насыщения газонасыщенны с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающие предельным насыщением.

Интервалы коллекторов пласта Ю1-3/4 обладают высокими ФЕС, при этом количество песчаных тел 4 с общей эффективной мощностью 12 м и коэффициентом песчанистости 0,49. Глинистость изменяется от 7,7 до 16,5 %, среднее 9,3 %. Пористость изменяется от 16,8 до 19,5 %, среднее 19 %. Проницаемость изменяется от 7 до 43 мД, среднее 33 мД. Коэфициенты нефтегазонасыщенности изменяются от 52,5 до 85,9 %, среднее 81,0 %.

Все коллекторы пласта Ю1-3/4, за исключением интервала в подошве (2675,8-2676,8 м) по своим параметрам соответствуют зоне остаточной водонасыщенности и по характеру насыщения газонасыщены с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающие предельным насыщением.

Интервал 2675,8-2676,8 м попадает в зону с критическим водонасыщением и по характеру насыщения вероятен газ с незначительным содержанием воды.

Интервалы коллекторов пласта Ю2 обладают низкими ФЕС: пятью песчано-глинистыми телами с общей эффективной мощностью 4,6 м со значениями глинистости 22,3-28,1 %, пористости 13,2-15,0 %, проницаемости 2-3 мД и коэффициентом песчанистости 0,26. По характеру насыщения относятся к зоне с остаточным нефтегазонасыщением и по насыщению водонасыщенны. Газовым каротажом пласт не охарактеризован.

Для продуктивных коллекторов с общей эффективной мощностью 17,0 м средние значения ФЕС для них будут следующие: глинистость 13,6 %, пористость 17,7 %, проницаемость 23 мД и нефтегазонасыщенность 73,2 %.

Для коллектора продукт+вода с общей эффективной мощностью 1,0 м средние значения ФЕС следующие: глинистость 16,5 %, пористость 16,8 %, проницаемость 7 мД и нефтегазонасыщенность 52,5 %.

Для водонасыщенных коллекторов с общей эффективной мощностью 4,6 м средние значения ФЕС для них будут следующие: глинистость 25,9 %, пористость 13,9 %, проницаемость 2 мД.

Расчетное значение условного ГВК по этой скважине составило (абсолютная отметка) »-2310 м. К перфорации рекомендуются коллектора в интервале -2280,2 - -2306,9 м.

По результатам анализа можно сказать, что выбранный комплекс ГИС позволяет решить поставленные геологические задачи.

2. Проектная часть

.1 Выбор участка работ и геологические задачи, стоящие перед ГИС

Мыльджинское месторождение характеризуется высокой изученностью буровыми работами и ГИС в отношение пласта Ю1 (см. рис. 6, 7), которые является относительно однородными и содержат в себе основные запасы газоконденсата.

Основными предпосылками для выбора проектируемого участка работ являются то, что участок находится в пределах оконтуренной продуктивной залежи углеводородов, связанной с продуктивными пластами Ю11-2, Ю13-4, Ю2 и то, что выбранный участок находится в пределах локального куполовидного поднятия.

Проектом предусматривается бурение и проведение ГИС скважин в южной части Мыльджинского месторождения, куст 7 (рис. 6), характеризуется пониженной плотностью скважин. Работы позволят точно привести ВГК, повысить коэффициент разведанных запасов с С2 до В-С1 .

На запроектированном участке работ перед ГИС стоят следующие геологические задачи:

1)      Литологическое расчленение разреза;

2)      Выделение коллекторов;

3)      Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов;

4)      Оценка характера насыщения коллекторов;

5)      Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Поставленные геологические задачи решаются с помощью следующих геофизических методов: ПС, БК, МБК, МКЗ, БКЗ, ИК, ВИКИЗ, ГК, НКТ, ГГК-ЛП, АК, кавернометрия, ризистивиметрия.

2.2 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

В настоящие время месторождение находится на стадии доразведки и эксплуатации. Выбор методов ГИС основывается на поставленных для них геологических задач, представленных в главе 2.1.

Задача литологического расчленения разреза решается при условии дифференциации пород, слагающих разрез, по физическим свойствам. К таковым можно отнести удельное электрическое сопротивление (УЭС), поляризационные свойства, плотностные свойства, акустические свойства, естественную радиоактивность пород.

В песчано-глинистом разрезе Мыльджинского месторождения задачу определения литологического состава разреза и выделения коллекторов можно решить, применяя следующие методы геофизических исследований скважин: ПС, МКЗ, БКЗ, кавернометрия, ГК.

С помощью ПС наиболее четко выделяются коллектора, вследствие образования против них отрицательной аномалии, которая образуется за счет диффузионно-адсорбционного потенциала, возникающего на границе пластов в результате диффузии солей, растворенных в пластовой воде и буровом растворе.

Метод МКЗ позволяет детально изучить разрез, сложенные пластами как большой, так и малой мощности, выделить коллекторы и детально изучить их строение, за счет малой длины зондов МГЗ и МПЗ, и как следствие малой глубины исследования, вблизи стенки скважины. Наличие двух кривых, полученных по МГЗ и МПЗ, позволяет учесть влияние глинистой корочки на величину кажущегося сопротивления и более четко выявить коллекторы по их положительному расхождению.

По методу БКЗ расчленение разреза характеризуется радиальным изменением сопротивления пластов, устанавливаемых по данным зондов одного типа, но различной глубиной исследования.

Кавернометрия заключается в измерении среднего диаметра скважины. При выделении коллекторов наблюдается уменьшение диаметра скважины, за счет образования глинистой корки, и увеличение диаметра против глин, за счет размывания их буровым раствором.

Метод ГК основан на измерении естественной радиоактивности горных пород, которая определяется присутствием в них радиоактивных изотопов урана, калия и тория. Наиболее радиоактивными являются глины, в результате чего против них будут наблюдаться высокие значения радиоактивности, а против песчаников - низкие. Более четко данный метод выделяет угли, т.к. в них практически не присутствуют радиоактивные элементы.

Дополнительными методами для определения литологического состава и выделения коллекторов являются методы: МБК, ВИКИЗ, ИК, НКТ, ГГК-ЛП и АК.

Метод МБК основан на регистрации эффективного электрического сопротивления ближней зоны горных пород фокусированным микрозондом. Регистрируемые значения эффективного электрического сопротивления для коллекторов определяются в основном параметрами их промытой зоны.

Метод ИК основан на регистрации проводимости горных пород при распространении электромагнитного поля. Удельная электрическая проводимость горных пород является величиной, обратной их удельному электрическому сопротивлению. В связи с этим данный метод уверено выделяет угли и плотные карбонатизированные песчаники, имеющими высокие сопротивления.

Метод ВИКИЗ основан на радиальном распределении удельного электрического сопротивления от скважины до неизменной части пласта, эта задача решается с использованием кривых зондирований.

По НКТ при определении литологии основное значение имеют процессы замедления, диффузии и поглощения тепловых нейтронов, т.е. от водородосодержания. Таким образом, при работе заинверсионными зондами, чем больше водорода содержится в пласте, тем ниже будут показания нейтронного каротажа.

При ГГК-ЛП интенсивность рассеянного гамма-излучения обусловлена комптоновским эффектом, зависящим только от объемной плотности горных пород и фотоэффектом, зависящим от атомного номера вещества. По показаниям данного каротажа наиболее выражено выделяются угли и плотные карбонатизированные песчаники, а также при совместной интерпретации плотностной и литологической диаграммам выделяются чистые и кальцитизированные терригенные разности (по степени содержания в них кальция, обладающего большим атомным номером).

Метод АК основан на регистрации интервального времени пробега t=t2-t1 и амплитуды (А1, А2) продольной акустической волны. На диаграммах АК глины характеризуются высокими значениями интервального времени (∆Т = 300-500 мкс/м), а песчаники более низкими значениями интервального времени (∆Т = 175-330 мкс/м).

Определение глинистости коллекторов осуществляется методами ПС, ГК.

По ПС определение глинистости основано на зависимости адсорбционной активности, а, следовательно, и глубины аномалии ПС над коллекторами от содержания в них глинистого материала. Для определения используют эмпирические зависимости относительной амплитуды аномалии αПС от глинистости.

При ГК интенсивность естественной радиоактивности коллекторов зависит от содержания в них глин. Для определения глинистости используется петрофизическая зависимость двойного разностного параметра ГК от глинистости.

Определение пористости коллекторов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, ИК, МКЗ, МБК), ПС, НКТ, ГГК-ЛП и АК.

Методы сопротивлений применяют для определения КП межзерновых коллекторов и основан на зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости РП. По микрозондам легче определить сопротивление жидкости в порах зоны проникновения, т.е. фильтрата бурового раствора.

По ПС определение пористости основано на использовании статистической связи между коэффициентом пористости КП и амплитудой аномалии ПС, установленной путем сопоставления диаграмм ПС с результатами лабораторных исследований керна.

При НКТ пористость определяется в основном за счет водородосодержания исследуемой среды, т.к. жидкость содержится в основном в порах пород, и определяется по петрофизической зависимости водородосодержания от пористости с учетом поправки за глинистость.

По ГГК-ЛП определение пористости основано на интенсивности вторичного гамма-излучения, связанного с комптоновским эффектом, показания которого обусловлены плотностью пород.

Применение АК для определения пористости основано на замере интервального времени, которое является линейной функцией пористости горных пород.

Определение проницаемости коллекторов осуществляется методами сопротивлений и методом ПС.

В методе сопротивлений определение коэффициента проницаемости производят по известной величине параметра нефтенасыщенности Рн и коэффициента пористости . Эти определения основываются на наличии корреляционной зависимости между содержанием в пласте связанной воды и величиной коэффициента проницаемости. Также по методу БКЗ, которым можно определить диаметр зоны проникновения, проницаемость тем выше, чем больше диаметр зоны проникновения.

Характер насыщения коллекторов определяется методами сопротивлений (БК, ИК, ВИКИЗ), акустическим каротажем (АК) и коэффициентом нефтегазонасыщенности, равным отношению объема, занимаемого нефтью или газом, к объему всех пор коллектора, а оставшаяся часть пор, не занятая нефтью и газом, заполняется водой.

В методе сопротивлений нефтегазовые коллекторы обладают высокими значениями сопротивлений, т.к. нефть или газ в равной степени неэлектропроводные и являются диэлектриками, а их значения сопротивлений приравнивают к сопротивлению полностью промытых пород. Водонасыщенные коллекторы отмечаются низкими значениями сопротивлений, т.к. они обладают высокой проводимостью.

Также характер насыщения определяется по уравнению Арчи-Дахнова путем сопоставления расчетного значения Кв с критическими:

где: - Кв.св - остаточная неснижаемая водонасыщенность;

- Кв* - водонасыщенность при обводнении продукции в 1% (начало двухфазного потока);

- Кв** - начало однофазного потока воды;

- Кв.кр - водонасыщенность при равенстве фазовых проницаемостей по нефти и воде.

Кв.св ≤ Кв ≤ Кв* - нефтяной пласт;

Кв* ≤ Кв ≤ Кв** - водонефтяной пласт,

Кв > Кв** - водяной пласт.

При АК характер насыщения коллекторов зависит от изменения скорости и затухания упругих волн. В газе затухание больше, чем в жидкости, а в нефти скорость меньше, чем в воде.

Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, БК, ИК) и методами НКТ, АК при условии, что зона проникновения не больше 10 см.

В методе сопротивлений контакт на диаграммах выделяется как граница между пластами высокого и низкого сопротивлений, но только в случае если в пласте переход от предельно нефтенасыщенной к водонасыщенной части коллектора достаточно резкий.

Применение НКТ для определения контакта основано на различном содержании хлора в водоносных и нефтегазоносных пластах. Переход от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной отмечается понижением показаний на диаграммах НКТ.

По АК контакт выделяется по различию акустических свойств флюидов.

Таким образом, с вышеизложенным обоснованием при решении геологических задач для доразведки Мыльджинского газоконденсатного месторождения в зоне продуктивных пластов будет применен в масштабе глубин 1:200 следующий комплекс ГИС:

·        ПС, МКЗ, МБК, БК, БКЗ, ИК, ВИКИЗ, ризистивиметрия;

·        Радиоактивный каротаж: НКТ, ГК, ГГК-ЛП;

·        АК;

·        Инклинометрия, кавернометрия.

Выбранные методы при проведении ГИС в продуктивной части Мыльджинского месторождения позволят решить поставленные геологические задачи.

.3 Методика и техника геофизических работ

Проведение геофизических исследований на Мыльджинском месторождении будут производится в соответствии с руководящим документом РД 153-39.0-072-01 "Техническая инструкция по проведению геофизических исследования и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах" дата введения 2001-07-01.

Выбор методики и аппаратуры основывался на геофизической изученности по результатам предыдущих работ.

Каротаж методами ПС, БК, БКЗ, ИК, резистивиметрия будет производиться прибором К1А-723М. В БКЗ будет применен комплекс подошвенных градиент-зондов А8.0М1.0N; A4.0M0.5N; A2.0M0.5N, A1.0M0.1N, A0.4M0.1N, кровельным градиент-зондом N0.5M2.0A и кровельным потенциал-зондом N11M0.5A. Масштаб записи кривых ПС - 12,5 мВ/см, БКЗ - 2,5 Ом.м/см, ИК - 20 мСм/см. Скорость записи - 2000 м/ч.

МКЗ, МБК, кавернометрия будут производиться прибором МК-Г с масштабом записи кривых МКЗ, МБК - 2,5 Ом.м/см. Скорость записи - 1000 м/ч.

Для НКТ, ГК будет применяться прибор РК5-76 с масштабом записи кривых НКТ - 0,2 у.е./см, ГК - 0,5 мкр/ч/см. Скорость записи - 160 м/ч. Контрольная запись не менее 50м в продуктивной части разреза.

Каротаж ГГК-ЛП будет производиться прибором СГПЛ-73 "Каскад" со скоростью записи - 200 м/ч.

ВИКИЗ с ПС будет выполняться прибором ВИКИЗ с масштабом записи кривых ВИКИЗ - логарифмический (модуль 8 см), ПС - 12,5 мВ/см. Скорость записи - 2000 м/ч.

АК будет производиться прибором АКВ-1 с масштабом записи кривых АК - 10мкс/см. Скорость записи - 1000 м/ч.

Инклинометрия проводится прибором ИОН-1, позволяющим проводить как не прерывную запись, так и запись по точкам через 10 м. Скорость записи - 600 м/ч.

Кавернометрия будет выполняться прибором Кедр-80СКПД со скоростью записи - 2000 м/ч.

Для спуска и подъема скважинных приборов будет использоваться подъемник каротажный самоходный ПКС-3,5М, а для регистрации и обработки информационных сигналов - станция семейства КЕДР-02.

Подъёмник каротажный самоходный ПКС-3,5М

Подъёмник предназначен для проведения спуско-подъемных операций скважинной аппаратуры в процессе геофизического исследования нефтяных и газовых скважин глубиной до 3500 м. Подъёмник представляет собой единый кузов, установленный на шасси автомобиля УРАЛ 4320-1912-30, разделенный теплоизолирующей перегородкой на два отсека: лабораторный и лебёдочный.

Лабораторный отсек оборудован пультом управления, слежения и контроля за спускоподъёмными операциями.

Лебёдочный отсек укомплектован спускоподъёмным агрегатом, здесь же размещены агрегаты привода СПА и вспомогательное устьевое оборудование. Кроме того, отсек имеет конткйнеры для крепления и транспортирования скважинной аппаратуры.

Технические характеристики:

Наибольшая глубина исследования скважин

3500м

Наибольший диаметр каротажного кабеля, наматываемого на барабан спуско-подъемного агрегата (СПА)

12,5 мм

Вместимость барабана лебедки СПА

3500м

Максимальное тяговое усилие кабеля на первых двух рядах намотки барабана СПА

60 кН

Диапазон скоростей движения кабеля на среднем диаметре намотки на барабан лебедки СПА

от 80 до 10000 м/ч

Способ укладки кабеля

с помощью спулера

Тип привода лебедки СПА

механический

Питание электрических цепей:


Напряжение

220+22-33 В

Род тока

переменный

Потребляемая мощность

не более 3 кВт

Длина силового кабеля для подключения подъемника к системе электроснабжения буровой установки

50м

Габаритные размеры, не более:


Длина

9350 мм

Ширина

2500 мм

Высота

3600 мм

Масса полностью укомплектованного подъемника

17150 кг


Станция КЕДР-02

Лаборатория обеспечивает прием и обработку информационных сигналов (аналоговых и цифровых) поступающих по одножильному или трехжильному геофизическому кабелю от скважинной аппаратуры без наземных панелей, а также от датчика глубины импульсного типа и датчиков магнитных меток глубины.

Лаборатория в базовой конфигурации обеспечивает проведение ГИС методами радиоактивного, электрического, индукционного, акустического, электромагнитного и других видов исследований.

Станции семейства КЕДР-02 включает (рис. 13): блок геофизический (БГФ), блок коммутации (БК), плоттер, универсальный источник питания (УИП), источник бесперебойного питания (ИБП), блок глубины (БГ), датчик глубины импульсный (ДГИ-1), датчик меток глубины (ДМГ-1), компьютер.

Блоки БГФ, БК, УИП, плоттер подключаются к сети ~220В через источник бесперебойного питания.


Связь компьютера с аппаратной стойкой осуществляется по стандартному сетевому протоколу Ethernet, что обеспечивает высокую скорость обмена данными. Собранная информация хранится на жестком диске.

Управление процессами исследований, обработка информации и оперативная визуализация осуществляется при помощи установленного на компьютере программного обеспечения с интуитивно понятным интерфейсом. Программное обеспечение работает с пользователем в многозадачном диалоговым режиме под управлением операционной системы Windows - NT.

Программное обеспечение поддерживает:

-       цифровую регистрацию параметров с одновременной визуализацией;

-       визуализацию и обработку сохраненной ранее информации;

-       хранение первичных данных в собственном формате, недоступном для редактировании оператором стандартными средствами операционной системы;

-       обмен информацией в форматах LAS, LIS, PLIS на дискетах, на магнитооптических дисках или через стандартные каналы обмена;

-       выдачу протокола работы на скважине с регистрацией времени и технологических параметров.

Аппаратура лаборатории выполнена в блочном исполнении, каждый блок представляет функционально законченное устройство (см. рис. 14).

Блок геофизический (БГФ) обеспечивает непрерывный автоматический сбор телеметрической информации от скважинного прибора и ее декодирование. БГФ также выполняет измерение глубины и ее коррекцию по магнитным меткам с учетом коррекции ролика, вычисляет скорость движения скважинного прибора, а также регистрирует натяжения кабеля. Лаборатория работает с датчиками глубины импульсного типа (Кедр ДГИ-1) или сельсином. При работе с сельсином он питается от самой лаборатории напряжением 12 В, при этом информация с него принимается без использования сельсин-приемника. Входные аналоговые сигналы оцифровываются быстродействующим 14-разрядным аналого-цифровым преобразователем с максимальной частотой выборок 3МГц. После этого сигнал поступает на вход сигнального процессора, где он декодируется и передается для регистрации на компьютер. Информация передается по стандартному сетевому протоколу Ethernet, что обеспечивает высокую скорость обмена данными и аппаратную независимость от типа применяемого компьютера. Кроме того, в БГФ находится источник управляющих напряжений (ИУН), представляющий собой источник постоянного тока с диапазоном выходного напряжения ±250 В и тока ±511 мА. Команды оператора на другие блоки транслируются также через БГФ по последовательному межблочному каналу обмена.

Универсальный источник питания (УИП), разработанный в фирме "Геофизмаш" является "самым универсальным" из всех известных в настоящее время источников питания геофизической аппаратуры. Он обеспечивает формирование стабилизированного постоянного, переменного (синусоидальной или прямоугольной формы) напряжения или тока, или смесь (переменный ток со сдвигом на постоянную составляющую).

Блок коммутации. Осуществляет необходимые коммутации между тремя жилами кабеля, двумя источниками питания и входами АЦП блока геофизического, а также формирует кодовые импульсы, необходимые для управления некоторыми скважинными приборами.

Плоттер. Представление результатов измерений и обработки информации в виде каротажных диаграмм обеспечивает термоплоттер со следующими параметрами:

Ширина бумаги:

210...216 мм.

Разрешающая способность:

200 точек/дюйм.

Скорость вывода:

0,8 м/мин.


Источник бесперебойного питания (ИБП) обеспечивает питание аппаратуры при сбоях питания. Емкости батареи достаточно, например, для работы прибора СРК-73 в течение 2 часов.

Программа ГЕОФИЗИКА

Это программа регистрации геофизических данных, входящая в программное обеспечение геофизической станции семейства Кедр-02 производства ЗАО "ГЕОФИЗМАШ" г. Саратова. Программа работает в операционных системах Windows 9Х, Windows NT4.0, Windows 2000.

В семействе Windows 9Х функциональные возможности программы ограничены (по сравнению с семейством Windows NT - нет возможности регистрации акустических данных, но есть возможность их просмотра.

Внешний вид

Основное окно программы ГЕОФИЗИКА


Проведение каротажа

Регистрация данных

Регистрация выполняется в следующей последовательности:

. Выбрать прибор


Команда вызывает открытие диалогового окна Выбор прибора:


В этом окне нужно из имеющегося списка выбрать указателем мыши наименование требуемого прибора. После этого нужно подтвердить выбор, щелкнув по кнопке ОК для начала регистрации, или по кнопке Ввод тарировок вручную, для ввода тарировок.

. Ввести тарировки, если ранее они не вводились, на выбранный прибор.

Диалоговое окно Выбор прибора после завершения выбора закроется и появится новое диалоговое окно Тарировки. В этом окне, прежде всего, нужно ввести номер прибора, для которого заносятся тарировки. После этого ввести численные данные для тарировочных коэффициентов. Если прибор многокомпонентный, то для каждого зонда в диалоговом окне Тарировки будет своя вкладка, со своими тарировками. Причём на каждой вкладке необходимо сначала указывать номер прибора.

Введённые тарировки запомнятся на компьютере, и в дальнейшем их можно будет просматривать и изменять.

Тарировки запоминаются для каждого из пользователей отдельно.

. После ввода тарировок заново выбрать прибор и начать регистрацию.

Диалоговое окно Выбор прибора после завершения выбора закроется и появится новое диалоговое окно Выбор режима. В нём нужно выбрать (в зависимости от прибора): номер прибора, значение постоянной фильтрации и для многорежимных приборов конкретный режим измерения. Выбор подтверждается нажатием на кнопку ОК.

Диалоговое окно Выбор режима после этого закроется и появится новое диалоговое окно Выбор формы со списком имеющихся на данном компьютере форм отображения записей. После выбора подходящей формы нажимают на кнопку ОК.

Далее начинается непосредственно процесс регистрации данных от выбранного прибора.

Если для выбранного номера прибора отсутствуют тарировки, то после закрытия окна Выбор режима будет выведено предупреждение следующего вида:

Следует иметь ввиду, что при отсутствии тарировок будут регистрироваться кривые только в условных единицах. Пересчёт уже записанных кривых с новыми тарировками в программе Геофизика не предусмотрен.

После закрытия диалогового окна Выбор прибора наименование кнопки Выбор прибора на диалоговой панели изменится на Отключить прибор. Нажатие на неё приведёт к отключению прибора.

Причём, если регистрируемые данные не были записаны на жесткий диск командой Остановить запись, то появится окно предупреждения:

Если щелкнуть по кнопке ОК в этом окне, то прибор отключится. Если щелкнуть по кнопке Отмена, то отключение отменяется и оператору даётся возможность записать регистрируемые данные на диск.


4. После достижения заданного интервала глубины для начала новой записи подать команду Начать запись, а после окончания заданного интервала подать команду Остановить запись.

. После окончания работы с прибором щелкнуть по кнопке Отключить прибор на диалоговой панели.

. После окончания регистрации можно просмотреть полученные материалы, подав команду Считать данные.

Приборы работают с трехжильным каротажным кабелем.

Проведение геофизических исследований (ГИС) партией включает в себя подготовку к выезду на скважину, проезд до места проведения работ и обратно, подготовка скважины к проведению ГИС, проведение геофизических исследований, заключительные работы на скважине, заключительные работы на базе.

Подготовка к выезду на скважину

Любые виды геофизических исследований на скважинах проводятся по решению, согласованному между геологической службой заказчика и геолого-геофизической службой подрядчика.

Методы, результаты которых пересчитываются в физические единицы либо подвергаются количественной интерпретации, должны иметь метрологическое обеспечение. Эталонировка методов ГИС на метрологических установках, должна проводится не реже одного раза в три месяца и после каждого ремонта. Запись не эталонированной аппаратурой запрещается. Перед выездом на скважину производится проверка исправности аппаратуры ее комплектность, наличие эталонировок.

Разметку геофизического кабеля производят на установке УРС-1 через 10 м (двойные метки через 100 м), с нанесением тройных, четверных, пятерных контрольных меток. Разметка сопровождается актом на промер кабеля.

Перед выездом на скважину начальник комплексной партии и инженер оператор должны ознакомиться с геофизическими материалами предыдущих исследований.

Проезд на место проведения работ и обратно

Проезд производится по маршруту, указанному в путевом листе. Ответственным за проезд партии к месту работ и обратно является начальник комплексной партии.

При переездах строго соблюдаются меры безопасности, установленные для соответствующих видов транспорта, на которых осуществляется проезд партии к месту выполнения заявки и обратно.

Подготовка скважины к исследованиям

Комплексная партия выполняет исследования в соответствии с заявкой на проведение работ. Порядок приема и выполнения заявок регламентируется двусторонними договорными отношениями. В заявке указываются данные по скважине и название типового или специального комплекса ГИС. Заявка составляется геологической службой заказчика по утвержденной форме.

Заявка на проведение работ и акт готовности скважины вручается начальнику комплексной партии до выполнения работ на скважине, при отсутствии заявки либо акта на готовность скважины проводить исследования запрещается.

При проведении геофизических работ обязательно присутствие на скважине представителя заказчика, который несет ответственность за правильность выполнения технологических операций, связанных с непосредственным использованием скважинного оборудования.

Ствол скважины должен быть подготовлен для беспрепятственного прохождения приборов до объекта исследований и его беспрепятственного подъема после окончания работ. Подготовка ствола скважины осуществляется службами заказчика. Качество подготовки должно проверятся шаблонированием. Диаметр шаблона должен быть на 10 мм меньше минимального проходного отверстия и иметь длину не менее 2,5 м. Результаты шаблонирования должны быть документально оформлены в акте на готовность скважины.

Проведение геофизических исследований

Геофизические работы должны проводиться с соблюдением действующих инструкций по технике безопасности и санитарных правил по работе с РВ и ИИИ.

Запрещается проведение работ на скважине, не связанных с геофизическими исследованиями, выполнение работ при выбросах, неисправности герметизирующего устьевого оборудования, отсутствии освещения устья скважины в ночное время.

На скважине геофизическая партия выполняет программу исследований в зависимости от заказанного комплекса ГИС.

В начале спуска прибора выполняются операции по ручному проталкиванию прибора в скважину. Скорость спуска прибора в скважину не должна превышать 2500 м/час, скорость подъема - не более 2000 м/час, перед воронкой НКТ скорость прибора снижают до 500 м/час, последние 100 м кабеля выбирается из скважины вручную.

В процессе спуска прибора в скважину контролируется качество брони кабеля. Применять "срощенный" кабель запрещается.

При перезаделке кабельного наконечника на скважине ремонт в обязательном порядке оформляется актом на ремонт кабеля. К акту прилагается запись магнитных меток. Запись производится от первой двойной метки с остановкой кабельного наконечника на устье скважины.

При неоднократных остановках прибора на спуске выше подошвы интервала детальных исследований, дальнейшие работы прекращаются по согласованию с представителем заказчика.

Для подтверждения остановок прибора выполняются исследования "Определение положения элементов конструкции скважины (СК-ТС5)". В случае возникновения осложнений после выполнения части программы исследований, дополнительно к записям СК-ТС5, начальником партии совместно с представителем заказчиком составляется обоюдный акт на сокращение программы исследований по техническим условиям скважины, являющийся основанием для оплаты выполненной части объемов работ по факту. Акт составляется по установленной форме.

При невозможности выполнения программы исследований, в полном объеме, по геолого-техническим условиям, определенным для каждого комплекса ГИС в отдельности, дальнейшие работы по выполнению заявки отменяются начальником комплексной партии, по согласованию с заказчиком. Для подтверждения несоответствия геолого-технических условий поставленной задаче выполняются исследования "Определение положения элементов конструкции скважины (СК-ТС5)".

В случаи возникновения единичной "затяжки" кабеля, работы в скважине должны быть немедленно прекращены. Прекращение работ оформляется актом, подтверждающим возникновение аварийной ситуации. Акт составляется по установленной форме.

В случае "прихвата" или обрыва прибора в скважине начальник партии незамедлительно ставит в известность об этом факте свое непосредственное руководство. Дальнейшие работы по устранению аварии проводятся по специальному плану.

При возникновении, не предусмотренного программой исследований простоя, возникшего не по вине геофизической партии, начальником партии совместно с ответственным представителем заказчиком составляется обоюдный акт на подтверждение фактического времени вынужденного простоя, которое в данном случае расценивается как технологическое дежурство. Акт составляется по установленной форме.

При выполнении исследований комплексным прибором определяется основной метод, который определяет направление, скорость и режим работы скважины. В любом случае при записи обязательна настройка и регистрация в файл всех параметров входящих в состав комплексного прибора.

Все методы, выполняемые в интервале детальных исследований, должны быть продублированы. Контрольные записи выполняются с теми же параметрами регистрации, что и основные. Необходимо строго следить за совпадением скоростей, основной и контрольной записей.

Заключительные работы на скважине

После выполнения программы геофизических исследований геофизическая партия выполняет демонтаж оборудования согласно техническим проектам на производство работ и требованиям техники безопасности.

Начальник геофизической партии на скважине, по требованию ответственного представителя заказчика, выдает предварительное заключение и осуществляет визуализацию геофизической информации, в рамках своей компетентности, и возможностями по обработке геофизической информации в полевых условиях. Содержание выдаваемых оперативных заключений, в зависимости от выполняемого комплекса ГИС, рассматривается в рамках регламента на проведение типовых и специальных комплексов и определено в соответствующих приложениях.

К цифровым материалам исследований составляется сопроводительный документ - "Операторский бланк". Операторский бланк составляется на бумажном бланке либо оформляется в виде текстового файла. Операторский бланк заполняется, в последовательности предусмотренной выполнением программы исследований.

Цифровые материалы записываются на жесткий диск геофизической станции и сохраняются до выдачи результатов геолого-геофизической интерпретации заказчику. Копия файлов передается в КИП посредством Интернета, а также информация обязательно дублируется на переносном "твердом носителе", который передается в КИП по приезду на базу. Название файлов должно в точности совпадать с названиями в столбце "файл" операторского бланка.

Выполненные объемы работ оформляются в виде акт-наряда, на проведение ГИС и визируются ответственным представителем заказчика. Содержание акт-наряда должно точно соответствовать нормативным затратам времени на выполнение программы исследований.

Заключительные работы на базе

По возвращению на базу геофизическая партия сдает приборы и оборудование для проверки и производства профилактических работ на базе.

Начальником партии проводится окончательное оформление документации и отправка геофизических материалов на переносном "твердом носителе" в КИП.

.4 Метрологическое обеспечение проектируемых работ

Метрология - наука о правильности и единстве измерений.

Единство измерений - это состояние измерений, при котором результаты выражены в указанных единицах и погрешности измерений известны с заданной вероятностью, причем эти величины сохраняются неизменными для всей выпущенной аппаратуры данного типа.

Система метрологического обеспечения ГИС представляет собой комплекс технических и методических средств, обеспечивающих единство, достоверность и требуемую точность результатов измерений.

Основной целью метрологического обеспечения ГИС является повышение эффективности геолого-геофизических работ путем улучшения точности и достоверности геофизической информации, получаемой в результате геофизических исследований в скважинах.

Повышение качества геофизических исследований невозможно без широкого применения метрологического обеспечения и стандартизации геофизической аппаратуры и оборудования.

Актуальная задача специалистов аппаратного участка и метрологической службы состоит в полном охвате всех используемых для записи геофизических параметров приборов, оборудования, аппаратуры, периодическими поверками и калибровками с целью приведения их технических характеристик в соответствии с их паспортными и эталонными значениями. Персонал метрологического участка прошел специальные курсы обучения с присвоением квалификации метролога геофизической аппаратуры и оборудования. В качестве рабочего инструмента используется программное обеспечение компьютеризованного рабочего места "АРМ-метролога".

Основополагающим нормативным документом является схема обязательного метрологического контроля геофизической аппаратуры, где расписаны типы геофизической аппаратуры, средства калибровки, периодичность и виды контроля (периодичность в основном ежеквартальная, виды контроля - калибровка, градуировка, испытание). Периодической поверке подвергаются все комплексы аппаратуры находящейся в эксплуатации в составе скважинного прибора совместно с наземными средствами регистрации и каротажным кабелем.

Рабочее место метролога включает набор базовых поверочных устройств и систем, оборудование размещено в специально приспособленном здании.

Метрологическое обеспечение аппаратуры электрических методов

Метрологическая поверка аппаратуры электрического каротажа К1А-723М, проводится согласно инструкциям по калибровке данных приборов с применением магазинов эквивалентных сопротивлений имитирующих сопротивление горных пород в измерительном диапазоне скважинных приборов.

Аппаратура микрометодов проверяется в емкости большого диаметра, для исключения влияния окружающих пород с применением растворов с разным удельным сопротивлением, в свою очередь контролируемым с помощью лабораторного резистивиметра.

Метрологическое обеспечение аппаратуры индукционного и высокочастотного электромагнитного каротажа

Метрологическое обеспечение аппаратуры индукционного каротажа К1А-723М (индукционный зонд), производится с применением специальных эталонировочных тестов - колец, обеспечивающих несколько фиксированных значения проводимости окружающей среды, имитирующих проводимость горных пород.

Метрологическое обеспечение аппаратуры высокочастотного изопараметрического индукционного каротажного зондирования ВИКИЗ осуществляется с применением специального набора тестирующих колец, по методике разработанной фирмой-изготовителем скважинной аппаратуры.

Метрологическое обеспечение аппаратуры радиоактивного каротажа

· Базовая поверочная установка УПГК-1 предназначена для поверки и калибровки измерительных каналов аппаратуры естественного гамма-каротажа. Канал ГК скважинного прибора радиоактивного каротажа - РК5-76, калибруется с помощью эталонного источника гамма-излучения.

· Поверочная установка ИПП-1, 2, 3, предназначена для поверки и калибровки измерительных каналов аппаратуры нейтронного каротажа в единицах эквивалентной пористости горных пород.

· Набор моделей объемной плотности с аттестованными значениями для аппаратуры гама-гамма плотностного каротажа предназначен для поверки и калибровки скважинной аппаратуры СГП-2АГАТ в единицах объемной плотности горных пород.

· УПТП - установка для калибровки плотностного гамма-гамма каротажа каналов СГДТ-НВ по значениям плотности цементного камня в зацементированном и свободном участках колонны с различной толщиной стенок обсадной колонны.

· УПЦМ - установка для калибровки скважинных цементомеров обсадных колонн большого диаметра ЦМ 8-12, предназначенна для проверки и калибровки измерительных каналов в зацементированном и свободном участке колонны диаметром 8, 10, 12 дюймов.

Метрологическое обеспечение аппаратуры акустического каротажа

Метрологическое обеспечение аппаратуры акустического каротажа АКВ-1, производится с применением специально изготовленных емкостей имитирующих стальную и асбоцементную колонну, с фиксированным временем пробега ультразвуковых волн и затуханием акустического сигнала.

Метрологическое обеспечение инклинометрии

Метрологическая поверка и градуировка инклинометра ИОН-1, производится поверочной установкой УПИ-1.

Установка позволяет воспроизводить пространственное положение скважинных приборов по зенитному углу, азимуту и углу положения корпуса прибора относительно апсидальной плоскости. Основным достоинствами установки являются пониженные требования к однородности магнитного поля Земли в месте ее расположения. Это достигается за счет конструктивных особенностей установки, обеспечивающих расположение датчика азимута инклинометра в одном месте при любых положениях скважинного прибора.

Установка обеспечивает:

· воспроизведение зенитных углов в диапазоне от 00 до 1200, с основной погрешностью 8 мин.

· воспроизведение азимута в диапазоне от 00 до 3600, с основной погрешностью 25мин.

· воспроизведение угла ориентации корпуса скважинного прибора в диапазоне от 00 до 3600 с основной погрешностью 30 мин.

Для размещения поверочных установок построено специальное здание из дерева на немагнитном фундаменте, все системы жизнеобеспечения также изготовлены из немагнитных материалов, все это обеспечивает высокую точность проведения поверки по магнитному полю Земли.

Метрологическое обеспечение разметки геофизического кабеля

Осуществляется с помощью метрологической установки разметки кабеля УРС-10-10, позволяющей наносить магнитные метки глубины на броню геофизического кабеля на строго определенной мерной базе, с регулируемой величиной натяжения кабеля в процессе его промера. Установка автоматизирована и позволяет оперативно промерить геофизический кабель. Промер кабеля проводится с заданной периодичностью, исключающей ошибки в глубине связанные с вытяжкой кабеля.

При проведении ГИС на "обособленных" разведочных скважинах для разметки кабеля применяются мобильные установки ЛОТ-7М производства ЗАО "ГК Дельта-ЛОТ".

.5 Геологическая интерпретация геофизических данных

В настоящее время, существует множество компьютеризированных систем регистрации каротажных диаграмм ГИС. Применение ЭВМ для регистрации, обработки и интерпретации данных ГИС обусловлено, прежде всего, возросшими требованиями к качеству полевого материала, возможностью его оперативной систематизации и стандартизации, с конечной целью - получение наиболее полной и достоверной информации применимой для решения конкретных геологических задач.

Геофизические исследования по данному проекту будут проводиться с использованием различных программных комплексов на всех стадиях проведения исследований - начиная с регистрации каротажа и заканчивая выводом конечных обработанных диаграмм.

Поэтапно процесс преобразования данных каротажа можно представить в следующем виде:

–       регистрация каротажа с использованием станции КЕДР и программного комплекса регистрации геофизических данных КЕДР. Эта программа позволяет проводить регистрацию измеряемых параметров с оперативным визуальным контролем замера, а так же выбирать необходимые метрологические характеристики, задавая параметры геофизических приборов перед началом проведения работ;

–       оценка качества зарегистрированных каротажных диаграмм программным комплексом SpokKar. Главной задачей, выполняемой программой, является увязка по магнитным меткам квантов глубины записи сигналов каротажного прибора, зарегистрированных в одном файле, с последующим расчленением зарегистрированных сигналов раздельно по каждому методу. Возможность изменения в данной системе характеристик тарировки зондов позволяет автоматически пересчитать сигнал в новое значение параметра и получить несколько значений параметра в зависимости от характеристик тарировки, вплоть до возможности использования приборов без тарировок.

Редактирование каротажных диаграмм при помощи программного комплекса EDITKAR. Основное предназначение этого программного комплекса в том что, с ее помощью можно вводить и применять формулы для формирования диаграмм, т.е. имея полевой материал определять расчетные параметры пластов необходимых для решения геологических задач.

Формирование и распечатка планшетов результатов обработки исходных каротажных диаграмм, в различных формах представления данных, формируемых обрабатывающими системами при помощи программного комплекса ShopKar. Программа позволяет применять различные графические элементы оформления планшетов, определения слоев, полей выводов, а так же вставлять различные рисунки BMP формата; формировать и применять макеты вывода, что дает возможность для быстрой качественной подготовки и выдачи графических материалов.

Все вышеперечисленные обрабатывающие комплексы содержат программы чтения данных различных форматов, в том числе и международного формата LAS.

Интерпретация данных ГИС предусматривает решение основных геологических задач, таких как литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов, определение их фильтрационно-емкостных свойств, определение характера насыщения пластов и решение других задач исследования. Решение перечисленных задач в общем случае по данным только одного геофизического метода исследования скважин затруднительно. Поэтому геологическая интерпретация геофизических данных проводится комплексно, с применением нескольких методов. По результатам интерпретации делается заключение по скважине с конкретным указанием интервалов перфорации.

Литологическое расчленение

Расчленение производится на основе данных ранее проведенных работ и в соответствии с физико-геологической моделью для Мыльджинского месторождения (см. главы 1.4 и 1.5).

По кривым ПС, ГК и кавернограмме терригенные разности расчленяют на песчанистые и глинистые. Песчаникам соответствуют минимальные значения интенсивности естественного гамма-излучения Iγ, отрицательные аномалии ∆UПС и номинальный или несколько уменьшенный диаметр скважины. Глинам соответствуют положительные аномалии ∆UПС, максимальные значения Iγ и наличие каверн. Алевролиты и глинистые песчаники характеризуются номинальным диаметром скважины и промежуточными значениями ∆UПС и Iγ. С увеличением глинистости величина ∆UПС уменьшается, а интенсивность Iγ увеличивается.

Кривые НКТ, ИК, БК уверенно отмечают в разрезе плотные карбонатизированные песчаники (плотняки) и угли, характеризующиеся высокими сопротивлениями ρП. Плотнякам соответствуют максимальные значения НКТ, а углям - минимальные.

Выделение коллекторов

Проницаемые горизонты выделяют по кривым кавернометрии, микрозондирования, ПС, ВИКИЗ, ГК, МБК+БК,. Проницаемым породам соответствуют: уменьшение диаметра скважины, положительное расхождение кривых микропотенциал- и микроградиент-зондов, отрицательные аномалии , расхождение значений между зондами ВИКИЗ из-за их разной глубины исследования, низкие значения Iγ и расхождение кривых МБК и БК в зависимости от насыщения.

Выделение нефтеносных пластов

В песчано-глинистом разрезе нефтеносным горизонтам на кривых КС, полученных зондами большого размера, соответствуют участки коллекторов с повышенными значениями . Более однозначно нефтеносные песчанистые горизонты выделяют по высоким удельным электрическим сопротивлениям, определяемым с помощью данных ИК, БК, БКЗ и больших зондов ВИКИЗ. В районах с высокой минерализацией пластовых вод разделение песчано-глинистых коллекторов на водоносные и нефтеносные возможно по данным нейтронного гамма-метода и метода плотности тепловых нейтронов Водоносные разности в отличие от нефтеносных характеризуются повышенной интенсивностью , пониженной плотностью тепловых нейтронов .

Выделение газоносных пластов

В песчано-глинистом разрезе газоносные коллекторы, так же как и нефтеносные, отмечаются высокими кажущимися  и удельными электрическими сопротивлениями . Песчано-глинистые коллекторы по нефтегазоносности разделяют с помощью нейтронных методов, газоносные коллекторы характеризуются низким содержанием водородосодержания. По сравнению с нефтеносными, газоносные горизонты характеризуются более высокими интенсивностями , плотностью тепловых  и надтепловых  нейтронов. Выделение их по данным электрических и радиоактивных методов осложняется тем, что в процессе бурения газ легко оттесняется от стенок скважины фильтратом бурового раствора.

Определение коэффициентов глинистости, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности

Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизических методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каждого района и каждого типа горных пород отдельно. Построение таких кривых возможно двумя способами: 1) по данным лабораторных исследований физических и коллекторских свойств пород; 2) по результатам статистических сопоставлений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних.

Глинистость определяется методами ПС и ГК по петрофизическим уравнениям и зависимостям коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл.2).

По ПС показания метода выражаются в величине амплитуды  отклонения кривой ПС от условной нулевой линии (обычно от линии чистых глин) или в относительных единицах αПС, таким образом:


где

По ГК для песчано-глинистых пород, в которых отсутствуют значительные примеси глауконитовых, монацитовых, карнотитовых и других высокорадиоактивных песков, песчаников и конгломератов, зависимость при условии выражения ее в относительных единицах будет следующей:


где  - двойной разностный параметр ГК, который вычисляется по формуле:


где  - показания гамма-метода, снимаемые с кривой ГК против исследуемого пласта; мкР/ч;

- показания метода, зарегистрированные против опорного пласта чистых глин, мкР/ч;

- показания метода, зарегистрированные против чистых песчаников или известняков, мкР/ч.

Определение коэффициента пористости осуществляется методами: ПС, сопротивлений (БКЗ, ИК, БК, МБК, ВИКИЗ), НКТ, ГГК-ЛП и АК.

По ПС пористость определяется из петрофизического уравнения для коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):


По методам сопротивлений пористость находится из зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости РП (уравнение Арчи-Дахнова). Параметр пористости есть коэффициент пропорциональности между сопротивлением водонасыщенной породы ρВП и сопротивлением ρВ воды, ее насыщающей:


Параметр пористости зависит от пористости, характера порового пространства, извилистости пор, степени цементации и др. факторов. Экспериментально выведенная формула имеет общий вид:


где  - постоянная, называемая структурным коэффициентом, которая зависит от состава породы и изменяется от 0,4 до 1,4;

m - так называемый „показатель цементации", который зависит от степени сцементированности и имеет величину от 1,3 для несцементированных до 2,3 для сильно сцементированных пород.

Для коллекторов Мыльджинского месторождения:

.

В таблице 3 приведены обобщенные алгоритмы для определения пористости методами НКТ и АК:

–       по НКТ


где  - общая пористость, доли ед., определяется по следующей формуле:


 - водородосодержание связанной воды ().

–       по АК


По методу ГГК-ЛП пористость определяется по следующей формуле:


где  - плотность твердой фазы (),

 - плотность жидкой фазы ().

Коэффициент проницаемости коллекторов может быть определен с помощью методов сопротивлений и метода ПС.

В методе сопротивлений определение коэффициента проницаемости производят по известной величине параметра нефтенасыщенности Рн и коэффициента пористости . Эти определения основываются на наличии корреляционной зависимости между содержанием в пласте связанной воды и величиной коэффициента проницаемости. Определения могут быть произведены только в пластах, находящихся выше зоны водонефтяного контакта, где влиянием подошвенной воды можно пренебречь. Имеется несколько номограмм для определения проницаемости нефтеносных песчаников по методу сопротивлений, причем их отличие в основном обусловлено разным характером распределения связанной воды.

Весьма приближенное определение коэффициента проницаемости водоносных песчаников может быть произведено по величине извилистости поровых каналов Т.

Под извилистостью понимают отношение средней статистической длины поровых каналов  между двумя параллельными плоскостями к кратчайшему расстоянию между этими плоскостями : .

Извилистость может быть определена по известным величинам параметра пористости Рп и коэффициента пористости , найденным независимыми способами:

.

В некоторых типах песчаников, имеющих относительно постоянное значение коэффициента пористости, наблюдается коррелятивная зависимость между величиной извилистости Т и коэффициентом проницаемости , которую можно использовать для оценки последнего.

По методу ПС для определения проницаемости используется уравнение коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):


Коэффициент нефтегазонасыщенности определяется следующим образом:


где Кв - коэффициент водонасыщенности, который находится из петрофизических зависимостей и уравнений коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):

,

где Рн - параметр насыщения, который определяется по формуле:

 - для нефтеносных коллекторов, д. ед.;

 - для газоносных коллекторов, д. ед.;

где ,  - сопротивление нефтенасыщенной и газонасыщенной породы, Ом.м;

 - сопротивление полностью водонасыщенной породы, Ом.м.

Численное значение удельных сопротивлений нефтенасыщенного  или газонасыщенного  пластов определяют по боковому электрическому зондированию (БКЗ), ИК, ВИКИЗ или с помощью другого метода, имеющего большую глубину исследования. Величину удельного сопротивления того же пласта при 100% заполнении его пор пластовой водой  рассчитывают по формуле:


где Рп определяют из зависимости по известному значению коэффициента пористости пласта.

Характер насыщения коллекторов

Определение характера насыщения осуществляется методами сопротивлений (БК, ИК, ВИКИЗ) и акустическим каротажем (АК).

В методе сопротивлений нефтегазовые коллекторы характеризуются высокими сопротивлениями, а водонасыщенные - низкими.

Нефтегазовые коллекторы: – низкая проводимость ИК (ИК<200 мСм/м); – высокие значения сопротивлений; – расхождение малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших и малых зондов высокие; – по НКТ высокое водородосодержание для нефти и низкое - для газа.

 Водонасыщенные коллекторы: – высокая проводимость ИК (ИК < 200 мСм/м); – низкие значения сопротивлений; – расхождением малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших зондов низкие, а малых зондов - высокие; – по НКТ высокое водородосодержание.


Дополнительным признаком для определения характера насыщения является расхождения МБК от БК: при насыщении нефтью или газом - БК > МБК, при насыщении водой - БК ≤ МБК.

Определение насыщения по АК зависит от изменения скорости и затухания упругих волн. Газоносные коллекторы отмечаются большими затуханиями упругих волн, чем в коллекторах, содержащие флюид, а нефтеносные коллектора меньшими скоростями, по-сравнению с водоносными.

Критерии коллектора:

–       для газа

αПС≥0,3; КП=0,12; КПР=0,5.10-3 мкм2; ρП≥11,0, временные замеры НКТ;

–       для нефти

αПС≥0,43; КП=0,135; КПР=1,92.10-3 мкм2; ρП≥5,2;

–       для нефти и воды 4,3<ρП<5,2;

–       для воды ρП<4,3.

Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов

Определение этих контактов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, БК, ИК), НКТ и АК.

В методе сопротивлений если в пласте переход от предельно нефтенасыщенной к водонасыщенной части коллектора достаточно резкий, то водонефтяной контакт по диаграммам электрометрии выделяется как граница между пластами высокого и низкого сопротивлений. На диаграммах, зарегистрированных потенциал-зондом, нефтеносная часть коллектора выделяется симметричной кривой изменения КС. На диаграммах, зарегистрированных последовательным градиент-зондом, наблюдается резкое увеличение КС. Максимум его соответствует положению водонефтяного контакта. При исследованиях индукционным зондом водонефтяной контакт выделяется по середине расстояния между точками, ограничивающими интервал резкого изменения кажущейся проводимости.

Методы НКТ и АК из-за их малой глубинности применяются только в том случае, если зона проникновения не больше 10 см.

По НКТ за счет различного содержания хлора в водоносных и нефтегазоносных пластах переход от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной отмечается понижением показаний на диаграммах НКТ.

По АК контакт выделяется по различию акустических свойств флюидов. Газ и нефть отмечаются быстрым затуханием и низкими скоростями упругих волн соответственно.

По результатам интерпретации данных геофизических методов приведенных выше, используя петрофизические зависимости, критерии, уравнения и формулы для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и литологического расчленения разреза на Мыльджинском месторождении, будут решены поставленные геологические задачи (см. главу 2.1).

3. Специальная часть

Методика измерений литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа (ГГК-ЛП)

.1 Физико-геологические основы ГГК-ЛП

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) - исследования, основанные на регистрации плотности потока гамма-излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным ампульным источником гамма-квантов. В зависимости от энергетического спектра регистрируемого гамма-излучения различают плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), показания которого обусловлены в основном плотностью пород, и литоплотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-ЛП), предназначенный для определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, связанного с эффективным атомным номером пород.

В комплексе с плотностным ГГК (энергетический диапазон которого лежит в области комптон-эффекта, интенсивность вторичного гамма-излучения обусловлена плотностью вещества и мало зависит от атомного номера) литоплотностной каротаж полезен для литологических исследований разрезов скважин, т.к. для уверенной интерпретации данных литологического канала ("мягкой" части вторичного гамма-излучения, энергетический диапазон лежит в области фотоэффекта, интенсивность которого обусловлена, в первую очередь, атомным номером вещества, т.е. его химическим составом) необходимо знать плотностную характеристику горных пород и, наоборот, для более точного определения плотности горных пород надо иметь представление о вещественном составе пород. В связи с этим используются скважинные приборы с одновременной регистрацией кривых плотности и индекса фотоэлектрического поглощения.

В качестве источников гамма-квантов используют радиоактивные изотопы, энергия излучения которых лежит в диапазоне 20 кэВ - 1,33 МэВ. Как известно, в этом диапазоне наиболее вероятны два вида взаимодействия гамма-квантов с веществом: комптоновское рассеяние и поглощение в результате фотоэффекта, причем при энергиях больше 0,5 МэВ фотоэффект практически не происходит. Число рассеянных гамма-квантов Igg зависит, в основном, от плотности горной породы s, а их поглощение - от ее эффективного атомного номера Zэф и в меньшей степени от плотности.

Зависимости интенсивности регистрируемого излучения от плотности и атомного номера вещества имеют инверсионный характер, т.е. с ростом плотности или эффективного атомного номера (Zэф) интенсивность вторичного излучения уменьшается из-за поглощения веществом части рассеянных гамма-квантов (фотоэффект).

Таким образом, литолого-плотностной гамма-гамма-каротаж основан на регистрации рассеянного гамма-излучения, основными видами взаимодействия которого с веществом являются комптоновское рассеяние, фотоэлектрическое поглощение (фотоэффект) и образование пар "электрон-позитрон" с последующей аннигиляцией позитрона. Сечение образования пар Sz отлично от нуля при энергии гамма-кванта Sγ более 1022 кэВ (т.е. при превышении суммарной энергии покоя электрона и позитрона) и примерно пропорционально величине:


где Z - атомный номер элемента; sоб - объемная плотность вещества; N - число Авогадро; А - атомный вес элемента.

Сечение фотоэффекта St примерно пропорционально величине . Сечение комптоновского рассеяния Sс пропорционально величине . Для основных породообразующих элементов горных пород в разрезах нефтегазовых скважин сечение образования пар начинает играть заметную роль при энергии гамма-квантов более 3000-4000 кэВ, а сечение фотоэффекта - при энергии менее 100-150 кэВ.

В диффузионном приближении в области энергий 150-1000 кэВ поток гамма-квантов Nс на расстоянии R oт источника можно представить в виде:

 (1)

где С и А - некоторые константы; Sс - сечение комптоновского рассеяния.

Из выражения (1) следует , то есть для определения плотности породы необходимо выполнить измерение потока рассеянного гамма-излучения в комптоновском интервале энергий. Следует помнить, что  для одноатомных материалов, где Z и A - атомный номер и атомный вес элементов. Для молекулярных соединений  (ni и Zi - соответственно число атомов и атомный номер i-го элемента, М - молекулярный вес). Эффективный атомный номер горных пород обычно оценивают по формуле:


Поток гамма-квантов комптоновского интервала энергий (более 150 кэВ) является источником гамма-квантов более низких энергий, то есть интервала энергий преимущественно фотоэлектрического поглощения (менее 150 кэВ). Это позволяет представить (в нулевом приближении) поток гамма-квантов Nр на детекторе в области энергий ниже 150 кэВ в виде произведения потока гамма-квантов комптоновского интервала энергий Nc на вероятность Рс быть непоглощенным при пролете до детектора, а именно:


где α - коэффициент, учитывающий ослабление потока Nс при прохождении его до детектора; Еγс, Еγр - средние энергии регистрируемых гамма-квантов комптоновского и фотоэлектрического интервалов.

На рис. 15 схематически изображены спектры рассеянного гамма-излучения для трех сред с постоянной плотностью, но различным значением Z, иллюстрирующие приведенную выше зависимость.


Из выражения (2) следует, что отношение Nр/Nс в основном определяется зарядом среды Z, в которой распространяются гамма-кванты:

 (3)

где β - некоторый коэффициент.

Для интервала энергий, используемых в литолого-плотностном каротаже, показатель степени при Z принимается равным 3,60. Кроме того, для характеристики заряда среды часто используется так называемый индекс фотоэлектрического поглощения  пропорциональный сечению фотоэффекта на электрон. С учетом этих условий выражение (3) принимает вид  Отсюда следует

Таким образом, определение индекса фотоэлектрического поглощения среды Ре сводится к измерению потока рассеянного гамма-излучения в двух энергетических окнах, соответствующих комптоновской и фото областям спектра, и расчете Ре по установленной на моделях сред связи

Обработка цифровой информации с получением значений объемной плотности горных пород (по показаниям большого и малого зондов в "жесткой" части спектра) и индекса фотоэлектрического поглощения, связанного с показаниями малого зонда в "мягкой" части спектра, осуществляется бортовым компьютером каротажной станции.

Литоплотностной гамма-гамма-каротаж применяют для литологического расчленения разрезов и определения емкостных параметров породы (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства). Также литоплотностной гамма-гамма-каротаж позволяет детализировать литологию разреза по степени содержания в горных породах кальция, обладающего большим атомным номером. При этом выделяют известняки, доломиты, чистые и кальцитизированные терригенные разности. Измеряемая величина - скорость счета (интегральная или в энергетических окнах). Основные расчетные величины - объемная плотность s пород, в г/см3; поправка Ds за влияние промежуточной среды между прибором и породой, г/см3; индекс Ре фотоэлектрического поглощения. Благоприятные условия применения метода: вертикальные и наклонные скважины; промывочные жидкости любого состава для прижимных измерительных зондов и неутяжеленные жидкости для центрированных приборов; незначительная кавернозность ствола скважины; тонкие глинистые корки или их отсутствие, из-за малой глубины исследования.

.2 Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа серии сгпл и их характеристика

Для измерения объемной плотности горных пород обычно используются двухзондовые измерительные установки. Совместная обработка показаний зондов таких установок обеспечивает исключение влияния промежуточной среды благодаря существенно различной чувствительности их к изменению плотности пород, но близкой (либо равной) чувствительности к промежуточной среде. Технология производства работ с интегральной аппаратурой плотностного гамма-гамма-каротажа, обеспечивающая единство измерений при ее массовом выпуске, хорошо отработана. В метрологическом плане она сводится к одноточечной калибровке аппаратуры на образце с известной плотностью и контролю соответствия функции преобразования зонда основной зависимости. При разработке технологии производства работ со спектрометрической аппаратурой литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа, также обеспечивающей единство измерений при массовом выпуске приборов, дополнительно необходимо было решить ряд вопросов и прежде всего:

· постоянство энергетической шкалы спектрометрического тракта в процессе каротажа и соответствие параметров текущей энергетической шкалы характеристикам опорного спектра при выполнении базовой калибровки;

· подавление относительно высокой (превышающей требования к точности измерения Ре) чувствительности литологического канала к погрешности изготовления зондовой установки;

· исключение либо уменьшение влияния меняющейся нелинейности энергетической шкалы спектрометрического тракта в области 30-100 кэВ в различных экземплярах аппаратуры либо замена блока детектирования.

Технология определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения аппаратурно-программным комплексом спектрометрического литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа СГПЛ включает последовательное выполнение четырех этапов:

·   базовую калибровку аппаратурно-программного комплекса;

·   полевую калибровку аппаратурно-программного комплекса;

·   проведение измерений на скважине;

·   обработкy результатов каротажа.

Суть этих этапов и характер их взаимодействия состоят в следующем.

Базовая калибровка аппаратуры СГПЛ обеспечивает:

· выставление энергетической шкалы спектрометрического тракта по опорному спектру встроенного гамма-источника Cs-137;

· paсчет параметров преобразования "канал-энергия" и сдвиг нуля энергетической шкалы спектрометрического тракта по пикам 662 и 32 кэВ, создаваемым источником Cs-137;

· регистрацию калибровочных параметров в калибровочных установках с известными характеристиками;

· проверку соответствия функций преобразования зонда по плотности и индексу фотоэлектрического поглощения основной зависимости аппаратуры;

· запись калибровочных данных в файл базовой калибровки для использования в следующих технологических этапах.

Калибровка плотностного канала в аппаратуре СГПЛ выполняется по традиционной одноточечной схеме, а канала индекса фотоэлектрического поглощения - по двухточечной схеме (для трехзондового прибора). Использование двухточечной калибровочной схемы для Ре обеспечивает подавление высокой чувствительности функции преобразования зонда по указанному выше параметру к погрешностям изготовления аппаратуры и меняющейся нелинейности энергетической шкалы в интервале 30-100 кэВ в различных экземплярах аппаратуры.

Полевая калибровка аппаратуры выполняется перед проведением каротажа в скважине и обеспечивает:

· контроль/выставление энергетической шкалы аппаратуры в соответствии с ее базовой калибровкой;

· установление соответствия функций преобразования зонда по плотности и индексу фотоэлектрического поглощения основной зависимости аппаратуры с целью принятия решения возможности ее использования.

Полевая калибровка аппаратуры серии СГПЛ выполняется в случае невозможности проведения базовой калибровки в установленный регламентом срок либо в случае ее включения в обязательный регламент работ с данной аппаратурой на скважине (на конкретном объекте работ). Как и базовая калибровка, полевая калибровка аппаратуры СГПЛ по плотности является одноточечной, а по индексу фотоэлектрического поглощения - двухточечной (для трехзондового прибора).

Проведение измерений на скважине обеспечивает в автоматическом режиме и реальном масштабе времен:

· регистрацию и передачу наверх первичной информации зонда;

· настройку и удержание текущей энергетической шкалы аппаратуры в соответствии с ее параметрами при проведении базовой калибровки;

· расчет плотности и индекса фотоэлектрического поглощения.

Первичная обработка результатов каротажа обеспечивает расчет плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, исправленных за влияние скважинных условий измерений, с возможностью дополнительной, более точной, привязкой (при необходимости) энергетической шкалы зарегистрированных спектров к энергетической шкале спектра базовой калибровки, а также выдачу заключения о техническом качестве каротажа.

Необходимость контроля привязки энергетической шкалы при выполнении первичной обработки обусловлена высокой чувствительностью литологического зонда к точности соответствия текущей энергетической шкалы аппаратуры ее параметрам при проведении базовой калибровки и при построении основных зависимостей. Так, неувязка энергетической шкалы в 1 канал в области энергий от 30-100 кэВ приводит к погрешности определения индекса фотоэлектрического поглощения до 0,3 барн/электрон. Контроль привязки энергетической шкалы спектрометрической аппаратуры литолого-плотностного каротажа является важным этапом в процессе первичной обработки данных каротажа.

Как контроль качества привязки энергетической шкалы в процессе каротажа, так и собственно привязка энергетической шкалы в процессе первичной обработки заключаются в определении коэффициентов а и b преобразования энергетической шкалы Е(п) текущих зарегистрированных спектров S(E) к энергетической шкале Еопор(n) опорного, калибровочного спектра Sо(Eопор), а именно:

Выбор алгоритма определения параметров (a, b) определяется величиной статистической погрешности зарегистрированных спектров. В условиях пониженной статистики определение параметров (a, b) выполняется в предположении монотонного дрейфа нуля энергетической шкалы спектрометрического тракта, в противном случае расчет параметров преобразования осуществляется независимо, по каждому опросу аппаратуры.

По положительным результатам контроля привязки энергетической шкалы, по основным зависимостям аппаратуры литолого-плотностного каротажа  и  выполняется расчет плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, где Jбз и Jмз - показания большого и малого зондов аппаратуры, Jлз-лит и Jлз-плот - показания литологического и плотностного каналов литологического зонда. В противном случае предварительно выполняется расчет кривых Jлз-лит и Jлз-плот.

Характеристики аппаратуры СГПЛ-1Т и СГПЛ-73

Прибор СГПЛ был разработан для исследования нефтяных и газовых скважин диаметром от 140 до 400 мм методами двухзондового литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа (2ГГК-ЛП) и однорычажной кавернометрии. Опыт применения этой аппаратуры показал:

· аппаратура обладает хорошей эксплуатационной и метрологической стабильностью;

· разработанная технологическая схема (от базовой калибровки до первичной обработки материалов каротажа) обеспечивает получение измеряемых аппаратурой геофизических параметров с регламентированной точностью.

Было выявлено:

· одноточечная метрологическая схема определения индекса фотоэлектрического поглощения Ре породы предъявляет повышенные требования к точности изготовления деталей зондовой части скважинного прибора, усложняя тем самым тиражирование скважинных приборов, а также не вполне компенсирует ошибки, связанные с нелинейностью энергетической шкалы в области энергий менее 100 кэВ, усложняя настройку аппаратуры;

· низкая скорость счета по каналу большого зонда (БЗ) обеспечивает погрешность определения Ре на уровне ±0,3 барн/электрон лишь при проведении каротажных работ на скоростях записи не более 100-120 м/ч;

· конструкция малого зонда (МЗ) измерительной установки в породах с низкой плотностью не обеспечивает полного формирования фотоэлектрического эффекта, а в породах со значением Ре более 3 барн/электрон в силу низкой чувствительности не обеспечивает требуемую точность (±0,3 барн/электрон) определения индекса фотоэлектрического поглощения по показаниям МЗ.

Кроме того, проявился и ряд других проблем, связанных с техническим обслуживанием разработанной аппаратуры литолого-плотностного каротажа и с возможностью повышения ее термобаростойкости.

На основании этого было принято решение о разработке аппаратуры литолого-плотностного каротажа для исследования нефтяных и газовых скважин диаметром от 110 до 350 мм со следующими метрологическими и эксплуатационными характеристиками:

·   основная относительная погрешность измерения плотности породы в диапазоне от 1,7 до 3,0 г/см3 - ±1,2%;

·   основная относительная погрешность измерения Ре породы в диапазоне от 1 до 7 барн/электрон - ±0,25 барн/электрон;

·   максимальное рабочее давление - 140 МПа (80 МПа для нетермостойкого варианта прибора);

·   максимальная рабочая температура - 175 °С (120 °С для нетермостойкого варианта прибора); а скорость каротажа - не менее 200 м/ч.

С целью определения возможных путей улучшения эксплуатационно-технических и метрологических характеристик аппаратуры литолого-плотностного каротажа была проведена серия экспериментов с макетом зондовой установки на моделях плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород.

Наибольшее распространение в практике ГИС имеют следующие образцы эквивалентной плотности и эффективного атомного номера:

из магния  г/см3;

из первичного алюминия АДО  г/см3;

из сплава В-95  г/см3;

гетерогенный из тонких пластин Аl и Mg  г/см3;

неминерализованная вода  г/см3;

Имитаторы глинистой корки должны воспроизводить влияние корок толщиной 1-2 см, плотностью 1,26-2,00 г/см3. Эффективный атомный номер материала одного из имитаторов корки должен достигать 30, что соответствует корке, обогащенной баритом.

Результатом этой работы стало создание трехзондовой измерительной установки с двумя интегральными и одним спектрометрическим каналами в термобаростойком (175°, 140 МПа, аппаратура СГПЛ-1Т) и обычном (120°, 80 МПа, аппаратура СГПЛ-73) исполнениях с регламентированными выше метрологическими характеристиками.

Спектрометрический канал аппаратуры обеспечивает регистрацию 256-канального спектра рассеянного гамма-излучения. Специальная конструкция спектрометрического детектора позволяет проводить автоматическую стабилизацию энергетической шкалы в процессе каротажа и при первичной обработке результатов измерений по двум реперным пикам - 662 и 32 кэВ. На рис. 16 приведены аппаратурные спектры литологического зонда аппаратуры СГПЛ-1Т.

Рис. 16. Аппаратурные спектры литологического зонда аппаратуры СГПЛ: 1 - фоновый спектр от реперного источника (N-15); 2 - спектр на модели АДО; 3 -спектр на модели AI + Мд; 4 - спектр на модели Мрамор; 5 - спектр на модели Al + Ti

На рис. 17 и 18 приведены основные зависимости  и  для аппаратуры серии СГПЛ. Полученные значения параметров корректируются по данным второй калибровочной точки (относится только к Ре), а также на влияние скважинных условий проведения каротажа - параметров промывочной жидкости и промежуточной среды. Там же для сопоставления приведены основные зависимости ранее разработанной двухзондовой аппаратуры литолого-плотностного каротажа.

Рис. 17. Зависимости показаний зондов от значения индекса фотоэлектрического поглощения аппаратуры ряда СГПЛ: 1 - прибор двухзондового литолого-плотностного каротажа СГПЛ; 2 - прибор трехзондового литолого-плотностного каротажа СГПЛ-1Т "Каскад"; 3 - прибор трехзондового литолого-плотностного каротажа СГПЛ-73 "Каскад"; Jлит - скорость счета в литологическом окне; Jплот - скорость счета в плотностном окне; С - нормировочный коэффициент

Рис. 18. Зависимости показаний аппаратуры ряда СГПЛ от плотности породы: 1 - прибор СГПЛ; 2 - прибор СГПЛ-1Т "Каскад"; 3 - прибор СГПЛ-73 "Каскад"; J63 - скорость счета большого зонда; JM3 - скорость счета малого зонда; С - нормировочный коэффициент

На основании этих данных можно утверждать, что даже в термобаростойком исполнении трехзондовая аппаратура литолого-плотностного каротажа обладает повышенной либо равной чувствительностью к измеряемым параметрам. При этом счетная характеристика зондов аппаратуры СГПЛ-1Т такова, что она обеспечивает в

,5 раза меньшую статистическую погрешность определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения по сравнению с двухзондовой. Для аппаратуры СГПЛ-73 улучшение этой характеристики еще более значительно.

Метрологическая схема определения плотности породы по данным аппаратуры СГПЛ-1Т и СГПЛ-73 сохранена одноточечной путем переноса на скважинные данные отношения показаний малого зонда к большому. Этот способ широко используется в метрологических схемах аппаратуры двухзондового плотностного гамма-гамма-каротажа, таких, как СГП-2АГАТ, модуль 2ГГК аппаратуры РКП, СГП-73 и обеспечивает большую достоверность калибровки при достаточно длительных интервалах между поверками. Метрологическая схема определения Ре реализована в двухточечном варианте, что позволило существенно улучшить характеристики аппаратуры. Калибровка проводится по двум точкам с одним значением плотности и различающимися значениями Ре, получаемыми с помощью имитатора изменения эффективного атомного номера, изготовленного из стальной пластины (используется модель, изготовленная из алюминия марки АДО плотностью 2,59 г/cм3 и Ре - 2,66 барн/электрон). Данная схема калибровки выбрана для исключения ошибок, связанных с вариациями конструкции выпускаемых приборов, за счет неточностей изготовления деталей зондовой установки, путем нормировки зарегистрированных данных на диапазон измерения.

Скважинный прибор аппаратуры СГПЛ-73 "Каскад", разработанный на основе описанной выше зондовой установки, имеет максимальный проходной диаметр в районе зондовой установки - 84 мм, диаметр охранного кожуха - 76 мм, что позволяет проводить скважинные измерения с доставкой скважинного прибора в интервал исследования через буровой инструмент.

Аппаратурно-программный комплекс обеспечивает одновременное измерение объемной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород в скважинах, заполненных буровой промывочной жидкостью на нефтяной и водной основах (а также в сухих скважинах) с компенсацией (исключение влияния) промежуточной среды между рабочей поверхностью зонда и породой до 15 мм. Обработка плотностных каналов совместно с данными литологического зонда обеспечивает учет влияния промежуточной среды до 20-25 мм.

Среднее значение поправки за влияние промежуточной среды в интервалах с номинальным диаметром скважины при отсутствии глинистой корки не должно превышать ±(0,02-0,03) г/см3.

При использовании утяжеленных баритом или гематитом буровых растворов аппаратурно-программный комплекс обеспечивает измерение плотности пород в вышеописанном диапазоне и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород при отсутствии (менее 3-5 мм) промежуточной среды между прибором и стенкой скважины.

Результаты испытаний аппаратуры серии СГПЛ в рамках описанной выше технологической схемы определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород представлены на рис. 19, 20.

На рис. 19 приведен пример записи прибором СГПЛ, оснащенным двухзондовой измерительной установкой. Запись проведена в терригенных отложениях в скважине с номинальным диаметром 216 мм заполненной глинистым буровым раствором с плотностью 1,36 г/см3. Как видно из приведенного примера, реализованная в двухзондовой аппаратуре литолого-плотностного каротажа описанная выше технологическая схема обладает высокой стабильностью. Это подтверждается хорошим совпадением основного и повторного замеров (расхождения между ними не должно превышать ±4 % для общих и ±3 % для детальных исследований). Погрешности определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород при скорости проведения каротажа 125 м/ч, приведенные к пласту мощностью 1 м, не превышают 0,03 г/см3 и 0,2 барн/электрон соответственно.

На рис. 20 приведен пример записи прибором СГПЛ-1Т "Каскад" (термобаростойкое исполнение). Как видно из приведенных примеров, трехзондовая аппаратура литолого-плотностного каротажа также обладает высокой стабильностью, что подтверждается хорошим совпадением основных и повторных замеров. Погрешности определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород при скорости проведения каротажа 200 м/ч, приведенные к пласту мощностью 1 м, не превышают 0,03 г/см3 и 0,25 барн/электрон соответственно.

Рис. 19. Сопоставление основного и повторного измерений аппаратурой СГПЛ (терригенные отложения)

Рис. 20. Сопоставление основного и повторного измерений аппаратурой СГПЛ-1Т. Формат вывода результатов технического контроля качества измерений аппаратуры серии СГПЛ

4. Технико-экономическая часть

4.1 Организационно-экономический раздел

.1.1 Характеристика предприятия, на базе которого будет выполняться проектируемый объем работ

Мыльджинское газонефтяное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области. Проектируемые геофизические исследования будут проводиться комплексной партией входящем в состав геофизической экспедиции "ТомскГазпромГеоФизика". Производственная база предприятия находится на территории Мыльджинского газонефтяного месторождения. Предприятие обладает всеми возможностями для проведения данного вида работ. Проведение полевых работ будет осуществляться вахтовым методом. На производственной базе предприятие располагает развитой инфраструктурой - благоустроенным теплым общежитием гостиничного типа, русской баней, метрологическим цехом, ангаром для всех видов техники, оборудованным складом ВВ и РВ, парком автомобильной техники и скважинных приборов. Основная часть камеральных и планово-экономических работ будут осуществляться в головном офисе предприятия, расположенном в г. Томске. Предприятие располагает своей интерпретационной службой, оснащенной новейшим компьютерным и программным обеспечением. Геофизические материалы и сводки от исполнителей на скважинах передаются оперативно для обработки в КИП, находящемся в Томске, посредством Интернета. В составе геофизической экспедиции, камерально-интерпретационной партии, экономическо-планового отдела, аппарата управления трудятся квалифицированные специалисты, имеющие большой опыт работы, связанный с данного рода исследованиями. Предприятие планирует приобретение нового программно-аппаратного комплекса для расширения комплекса предоставляемых геофизических услуг.

4.1.2 Расчет экономических показателей и сметы

Расчёт затрат по видам работ производится на основании расценок по видам работ, принятых в ООО "Томскгазпромгеофизика". Сводные расценки, принятые на данном предприятии, основываются на Единых районных единичных расценках (ЕРЕР 1992 г, г. Уфа) с учётом повышающего инфляционного коэффициента.

Таблица 6 Расчет затрат времени проектируемых работ

Вид работ (метод)

Масш-таб

Интервал, (м)

Объем

Ед. изм.

Норма времени, час/100м

Коэффициент

Итого времени на обьем, (час)




Кровля

Подошва






1

Ст.каротаж, ПС

1:200

2540

2690

150

м

0,033х2

1,15

0,11

2

БКЗ, 5 зондов

1:200

2540

2690

150

м

0,033х5

1,15

0,28

3

Боковой каротаж

1:200

2540

2690

150

м

0,05

1,15

0,09

4

ИК

1:200

2540

2690

150

м

0,05

1,15

0,09

5

Микрокаротаж

1:200

2540

2690

150

м

0,135

1,15

0,23

6

Микробоковой каротаж

1:200

2540

2690

150

м

0,135

1,15

0,23

7

ВИКИЗ

час

2540

2690

1

час

1


1

8

Резистивиметрия

1:200

2540

2690

150

м

0,033

1,15

0,07

9

Акустический каротаж

1:200

2540

2690

150

м

0,125

1,15

0,21

10

Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ)

1:200

2540

2690

150

м

0,25

1,15

0,43

11

Гамма-гамма литоплотностной каротаж(ГГК-ЛП)

1:200

2540

2690

150

м

0,25

1,15

0,43

12

Инклинометрия ч/з 10 м одним прибор

тчк

2540

2690

15

тчк

0,02

1,15

0,35

13

Каверномер

1:500

2540

2690

150

м

0,062

1,15

0,11

14

СПК

м



41090

м

0,018


7,40

15

ПЗР на базе

опер.



1

опер

0,6


0,6

16

ПЗР на скважине

опер.



1

опер

0,7


0,7

17

Проезд




25

км

50 км/ч


0,5

18

Тех дежурство

час



6

час

6


6

19

Вспом. работы

опер.



4

опер

0,98


3,92

20

Итого на одну скважину

22,75


Таблица 7 Основные расходы на проектно-сметные работы

№ п/п

Статьи основных расходов

Коэф. загрузки

Зарплата мес. (т/р)

Коэффи-циент

Итого

I.

Основная: з/п





1.

Начальник экспедиции

0,3

15

1,5

6,75

2.

Ведущий геофизик

0,3

13

1,5

5,85

3.

Геофизик I категории

0,7

11

1,5

11,55

4.

Геофизик технолог

1

8

1,5

12,00

5.

Инженер сметчик

1

8

1,5

12,00

6.

Геолог I категории

1

7

1,5

10,50

7.

Техник-оформитель

0,8

5

1,5

6,00


Итого осн. з/п


64,65

II.

Дополнительная з/п 7,9 % от осн. з/п


5,12


Итого ФЗП


69,77

III.

Отчисления на соц. страх. 26%


18,1402

IV.

Материалы 15%


10,4655

V.

Амортизация:



1.

Компьютеры 3%


2,0931

2.

Здания 3%


2,0931

VI.

Услуги 5%


3,4885

VII.

Транспорт 1%


0,6977

Итого: проектно-сметные работы (т/р):

106,7481


Таблица 8 Расчет суммы основных расходов по видам работ

Наименование исследований

Масштаб

Замеры и отборы производятся, м

Расценка

Коэффициент

Сумма, руб.



От

До

Объем




Ст.каротаж, ПС

1:200

2540

2690

150

5,46х2

1,29

2113,02

БКЗ, 5 зондов

1:200

2540

2690

150

5,46х5

1,29

5282,55

Боковой каротаж

1:200

2540

2690

150

5,93

1,29

1147,45

1:200

2540

2690

150

7,24

1,29

1400,94

Микрокаротаж

1:200

2540

2690

 150

15,6

1,29

3018,60

Микробоковой каротаж

1:200

2540

2690

 150

15,6

1,29

3018,60

ВИКИЗ

час

2540

2690

1

336,76

1,29

434,42

Резистивиметрия

1:200

2540

2690

 150

5,46

1,29

1056,51

Акустический каротаж

1:200

2540

2690

 150

17,71

1,29

3426,88

Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ)

1:200

2540

2690

 150

25,11

1,29

4858,78

Гамма-гамма литоплотностной каротаж (ГГК-ЛП)

1:200

2540

2690

 150

25,11

1,29

4858,78

Инклинометрия ч/з 10 м одним прибором

тчк

2540

2690

 15

2,73

1,29

52,83

Каверномер

1:500

2540

2690

 150

5,63

1,29

1089,41

СПК

м



 41090

2,06

1,79

151515,27

ПЗР на базе

опер.



 1

81,84

1,14

93,30

ПЗР на скважине

опер.



 1

95,48

1,14

108,85

Тех дежурство

час



 6

136,40

1,14

932,98

Вспом. работы

опер.



 4

95,48

1,14

435,39

Итого стоимость комплекса на одну скважину

184844,56


Таблица 9 Общий расчет сметной стоимости геологического задания (СМ-1)

N п/п

Наименование работ и затрат

Объем

Сумма основных расходов на единицу объема

Итого (т.р.):



Ед. изм.

Коли- чество



1

ОСНОВНЫЕ РАСХОДЫ





А.

Собственно геологоразведочные работы:






проектно-сметные

мес

1

106,7481

106,7481


полевые

скв

1

184,84456

184,84456


организация и ликвидация полевых работ

опер

1

0,20214

0,20214


камеральные и т.д.

%

100

184,84456

184,84456

Б.

Сопутствующие работы и затраты






транспортировка грузов и персонала

км

50

50р/км

2,5


транспортировка вахт (вертолет)

час

4

30

120

2

НАКЛАДНЫЕ РАСХОДЫ

%

20

476,63936

95,32787

3

ПЛАНОВЫЕ НАКОПЛЕНИЯ

%

15

476,63936

71,49590

4

КОМПЕНСИРУЕМЫЕ ЗАТРАТЫ






полевые довольствия

%

2

476,63936

9,53279


доплаты

%

10

476,63936

47,66394


охрана природы

%

2

476,63936

9,53279

5

ПОДРЯДНЫЕ РАБОТЫ





6

РЕЗЕРВ

%

10

476,63936

47,66394

ИТОГО сметная стоимость

880,35659

Договорная цена с учетом НДС (+ 18%)

1038,82078

4.2 Производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ

Район работ расположен в Томской области, Каргасокском районе, на Мыльджинском газоконденсатном месторождение. Работы проводятся в любое время года, дороги в хорошем состоянии как летом, так и зимой.

В геоморфологическом отношении территория района представляет собой слабо расчлененную заболоченную равнину с развитой речной сетью. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +74 м в пойменных частях рек до +115 м на водоразделах. Большая часть территории водоразделов залесена. Породы деревьев различны, однако большинство хвойных (ель, сосна, пихта, кедр), изредка встречаются осина и берёза.

Берега рек обычно заболочены, но местами крутые и сильно залесены. В нижнем течении рек формируются широкие поймы, покрытые густым кустарником. В поймах рек образуются незамерзающие в зимнее время мелкие озера и болота.

Климат континентальный. Зима продолжительная, снежная, суровая. Средняя температура в зимний период составляет -20 -25 0С, иногда до -40 - 500С.

Лето короткое, теплое (температура в июле - самом жарком месяце лета поднимается до +30 +320 С).

На запроектированном участке работ будет проводиться комплекс геофизических исследований для изучения фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения коллекторов.

.2.1 Производственная безопасность

Выполнение работ ГИС на Мыльджинском месторождении осуществлялось в полевых и камеральных условиях.

Геофизические работы имеют ряд специфических особенностей, связанные с особенностями методики измерений (ненормированный рабочий день, тяжелые погодные условия проведения работ, переезды и т.д.), конструктивными особенностями исследовательской аппаратуры (работа с электрическим током, радиоактивными веществами, негабаритными и тяжёлыми механическими приборами, спускоподъемными и погрузочно-разгрузочными работами). Это требует разработки специальных мероприятий по технике безопасности и противопожарной защите.

Ответственность за соблюдение требований по ОТ и ТБ возлагается на начальника комплексной каротажной партии.

Техника безопасности - это система организационно-технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих, опасных производственных факторов.

Геофизические исследования в скважинах должны производиться с учетом требований единых правил безопасности при спускоподъемных работах, норм радиационной защиты, основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений.

В таблице 10 приведены основные элементы производственного процесса геофизических работ, формирующие опасные и вредные факторы.

Таблица 10 Основные элементы производственного процесса геофизических работ, формирующие опасные и вредные факторы

Этапы работ

Наименование запроектированных видов работ

Факторы (ГОСТ 12.0.003-74 [10])

Нормативные Документы



Опасные

Вредные


Полевой

Геофизические исследования в скважинах: КС, ПС, ГК, БКЗ, МКЗ, ИК, БК, МБК, ВИКИЗ, НКТ, ГГК-ЛП, кавернометрия, инклинометрия

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

1. Отклонение показателей микроклимата на открытом воздухе 2. Превышение уровней шума    3. Недостаточная освещенность рабочей зоны (в ночное время суток) 4. Превышение уровня ионизирующих излучений

ГОСТ 12. 1.0 19-79 [11] ГОСТ 12.1.030-81 [12] ГОСТ 12.1.038-82 [14]  ГОСТ 12.1.003-83 [15] ГОСТ 12.2.003-91 [18] ГОСТ 12.2.062-81 [13] ГОСТ 12.4.125-83 [16]  СНиП 23-05-95 [25] СНиП 21-01-97 [28] ГОСТ 12.1.004-91 [19] ППБ 01-03 [22]  ОСПОРБ-99 [21]

Камеральный

Интерпретация и обработка материалов геофизических исследований с использованием компьютеров

1.Электрический ток    2.Пожароопасность*

1. Отклонение показателей микроклимата в помещении  2. Недостаточная освещенность рабочей зоны

СанПиН 2.2.4.548-96 [26] ГОСТ 12.1.030-81 [12] ГОСТ 12.1.038-82 [14] СНиП 2.04.05-91 [24] ПУЭ [23] СНиП 21-01-97 [28] СНиП 23-05-95 [25] ППБ 01-03 [22]


АНАЛИЗ ОПАСНЫХ ФАКТОРОВ И МЕРОПРИЯТИЮ ПО ИХ УСТРАНЕНИЮ (техника безопасности)

Опасные производственные факторы - воздействия, которые при определенных условиях приводят к травме, острому отравлению или другому внезапному резкому ухудшению здоровья, смерти. ГОСТ 12.0.003-74 [10].

ПОЛЕВОЙ ЭТАП

1. Электрический ток

Опасность поражения током при проведении полевых работ заключается в возможности поражения от токонесущих элементов каротажной станции (подъёмника, лаборатории, скважинных приборов) из-за несоблюдения правил эксплуатации приборов, нарушения правил и инструкций, по техническим причинам таким, как ухудшение электроизоляции, дефектов монтажа; поэтому требования безопасности сводятся, в основном, к мерам электробезопасности.

Воздействие тока на человека:

-       термическое

-       электромагнитное

-       биологическое

Исход поражения электрическим током:

-       электрическая травма (ожог, металлизация кожи, разрыв кожных тканей);

-       электрический удар (протекание тока по жизненно важным органам, наступление паралича, внешних повреждений практически нет).

Факторы, от которых зависит исход поражения электрическим током:

-       электрическое сопротивление на человека;

-       ток, протекающий через человека;

-       путь протекания тока;

-       условия внешней среды;

-       подготовленность персонала.

При работе с электрическим током нужно соблюдать электробезопасность (ГОСТ 12.1.030-81 [12], ГОСТ 12.1.019-79 [11], ГОСТ 12.1.038-82 [14]).

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 1000 В относятся: изолирующие клещи, указатели напряжения, диэлектрические перчатки и монтерский инструмент с изолированными рукоятками. Дополнительные до 1000 В диэлектрические калоши, коврики и подставки.

. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования

Возможность получить различного вида травму, возникает на всех этапах полевых работ, но возрастание риска подвергнуться механическому воздействию, а в следствии, получить травму можно при погрузочно-разгрузочных, монтажно-демонтажных работах на скважине и др.

Геофизическое оборудование и их эксплуатация должны соответствовать нормативным документам (ГОСТ 12.2.062-81 [13], ГОСТ 12.4.125-83 [16], 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 (рукавицы, спецобувь, спецодежда). 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.

КАМЕРАЛЬНЫЙ ЭТАП

. Электрический ток

Источником электрического тока в камеральном помещении является электрическая сеть.

Инженер - интерпретатор работая с персональной ЭВМ может подвергнуться поражению элктрическим током при непосредственном прикосновении к токоведущими частям находящимся под напряжением либо во время его ремонта. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов регламентированы ГОСТ 12.1.038-82 [14].

Причины электротравматизма: нарушение правил и инструкций; ухудшение электроизоляции, дефекты монтажа; переутомление.

При работе с компьютером существует опасность поражения электрическим током. Условия безопасности зависят и от параметров окружающей среды производственных помещений (влажность, температура, наличие токопроводящей пыли, материала пола и др.). Тяжесть поражения электрическим током зависит от плотности и площади контакта человека с частями, находящимися под напряжением. Во влажных помещениях или наружных электроустановках складываются неблагоприятные условия, при которых улучшается контакт человека с токопроводящими частями.

При работе с компьютерами соблюдаются требования безопасности согласно нормативным документам (ГОСТ 12.1.030-81 [12], ГОСТ 12.1.019-79 [11], ГОСТ 12.1.038-82 [14]).

Помещение, где расположены компьютеры, относится по категории помещений по опасности поражения электрическим током к помещениям без повышенной опасности согласно ПУЭ [23], в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность (к опасным относятся следующие условия: сырость (>75% влажность) или токопроводящая пыль; токопроводящие полы; высокая температура (>300С); возможность одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования, - с другой; химически активная или органическая среда) и соответствует ГОСТу 12.1.019-79 [11] и ГОСТу 12.1.038-82 [14].

Для профилактики поражения электрическим током в помещении, где проводятся камеральные работы необходимо проводить следующие мероприятия по обеспечению электробезопасности: изоляция всех токопроводящих частей и электрокоммуникаций, защитное заземление распределительных щитов.

Запрещается располагать электроприборы в местах, где работник может одновременно касаться прибора и заземлённого провода, оставлять оголенными токоведущие части схем и установок, доступных для случайного прикосновения; сборка схем с открытыми токоведущими частями на расстоянии не менее одного метра от водопроводных и отопительных труб, радиаторов; использование стационарных установок и приборов, имеющих напряжение 36 В переменного тока и 110 В постоянного тока относительно земли, без заземления токоведущих частей.

АНАЛИЗ ВРЕДНЫХ ФАКТОРОВ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ УСТРАНЕНИЮ (производственная санитария)

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

ПОЛЕВОЙ ЭТАП

. Отклонение показателей микроклимата на открытом воздухе

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, в нашем случае в Каргасокском районе Томской области, где климат района континентальный. Зима продолжительная, снежная, суровая. Средняя температура в зимний период составляет -20 - 25 0С, иногда до -40 - 500С. Зимний период продолжается в среднем 180-185 дней (с ноября по апрель). Толщина снежного покрова достигает 0,48 - 0,6 м, промерзаемость грунта 1,0-1,2 м. Самыми холодными месяцами считаются декабрь, январь, февраль.

Указанные обстоятельства значительно осложняют осуществление обслуживания скважин, создают дополнительные трудности в обеспечении безопасности этого процесса. В Постановлении №370 от 16.12.2002г. о производстве работ на открытом воздухе при пониженных температурах, сказано, что: при работе на открытом воздухе при температуре -27°С, -29°С с ветром силой не менее 3 баллов и при температуре -30°С, -35°С без ветра, работающим должны предоставляться перерывы для обогревания. Продолжительность обогрева должна быть не менее 10 мин через каждый час работы. При температуре -35°С, -39°С с ветром силою не более 3 баллов, без ветра -40°С - 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. В качестве средств индивидуальной защиты при работе на открытом воздухе в сильные морозы применяется: теплая спецодежда, утепленные прорезиненные рукавицы, валенки на резиновом ходу, шапка - ушанка. В пасмурную дождливую погоду используются резиновые плащи и сапоги, а также резиновые верхонки.

. Превышение уровня шума

Основными источниками шума при работе являются: дизельный генератор, обеспечивающий работу механизмов буровой установки и двигатель каротажной станции, обеспечивающий работу лебедки.

Шумом является всякий неприятный для восприятия звук. 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.

Шум нормируется согласно ГОСТу 12.1.003-83 [15] и СН 2.2.4/2.1.8.562-96 [27]. В указанных нормативных документах предусмотрены два метода нормирования шума: по предельному спектру шума и по интегральному показателю - эквивалентному уровню шума в дБА.

Выбор метода нормирования в первую очередь зависит от временных характеристик шума. По этим характеристикам все шумы подразделяются на постоянные, уровень звука которых за 8-часовой рабочий день изменяется не более чем на 5 дБА, и непостоянные, аналогичная характеристика которых изменяется за рабочий день более чем на 5 дБА. Нормирование по предельному спектру шума является основным для постоянных шумов.

Предельный спектр шума - это совокупность нормативных значений звукового давления на следующих стандартных среднегеометрических частотах: 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 Гц. В табл. 11 представлены допустимые уровни шума на постоянных рабочих местах.

Таблица 11 Допустимые уровни звукового давления, уровни звука и эквивалентного уровня звука на рабочих местах в производственных помещениях и на территории предприятий (ГОСТ 12.1.003-83)

Рабочие места

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


63

125

250

500

1000

2000

4000

8000

Уровни звука и эквивал уровни звука, дБА

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

99

92

86

83

80

78

76

74

85


Второй метод нормирования - по эквивалентному уровню шума - основан на измерении шума по шкале А шумомера. Эта шкала имитирует чувствительность человеческого уха. Уровень шума, измеренный по шкале А шумомера, обозначается в дБА. Постоянные шумы характеризуются по предельному спектру шума, а непостоянные только в дБА.

Основные мероприятия по борьбе с шумом:

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

·   экранирование шума преградами;

·   звукоизоляция кожухами;

·   использование звукопоглощающих материалов;

·   использование средств индивидуальной защиты (наушники, беруши, шлем и т. п.).

3. Недостаточная освещенность рабочей зоны

При проведении ГИС в ночное время суток рабочая зона (лебедка подъемника, мостки, лестницы и входы на буровую, роторная площадка) во избежание травматизма и аварийных ситуаций, должна искусственно освещаться. Необходимые нормы освещенности рабочей зоны приведены в нижеследующей таблице 12 Осветительным прибором является лампа накаливания.

Таблица 12 Нормы искусственного освещения (СНиП 23-05-95)

Места освещения

Освещенность, лк

Рабочие места у бурового станка (ротора, Лебедки)

40

Щиты контрольно-измерительных приборов

50

Площадка для кронблока

25

Двигатели, насосы

25

Лестницы, входы на буровую, приемный мост Зумп промывочной жидкости

10

Стены

500

Рабочий стол

300


Рабочее освещение нормируется СНиП 23-05-95 [25] в зависимости от разряда зрительной работы, контраста объекта с фоном и характеристикой фона. Рабочее освещение должно создавать равномерную освещенность и яркость рабочей поверхности, исключать возможность образования резких теней, обеспечивать правильную цветопередачу, быть экономным, надежным и удобным в эксплуатации.

. Превышение уровня ионизирующих излучений

При исследовании скважин применяются радиоактивные вещества (РВ). Источниками ионизирующего излучения служат плутоний-бериллиевые сплавы и сплавы, содержащие радиоактивные изотопы цезия.

ГИС относится к 1 категории работ с привлечением радиоактивных веществ. Здесь возможно только внешнее облучение, поэтому необходима защита от ионизирующих излучений согласно ОСПОРБ - 99 [21].

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

Для того чтобы обезопасить обслуживающий персонал от вредного действия РВ, необходимо организовать их правильное хранение, транспортировку и работу с ними на скважине, а также не допускать загрязнение этими веществами рабочих мест (табл.13).

Таблица 13 Мощность эквивалентной дозы, используемая при проектировании защиты от внешнего ионизирующего излучения

Категория облучаемых лиц

Назначение помещений и территорий

Продолжительность облучения

Проектная мощность эквивалентной дозы, мкЗв/ч

Персонал

Группа А

Помещения постоянного пребывания персонала

1700

6,0



Помещения временного пребывания персонала

12


Группа Б

Помещения организации и территория санитарно-защитной зоны, где находится персонал группы Б

2000

1,2

Население

Любые другие помещения и территории

8800

0,06


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 предприятиях 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.

К основным параметрам радиоактивного заражения относятся:

1. Уровень радиации (доза), который показывает какую дозу может получить в единицу времени, обозначается буквой Р (р/час), (рад/час), а доза - рентген (Р), (рад).

. Степень зараженности поверхности объекта (мр/час). Уровень радиации на местности, степень зараженности поверхности различных объектов радиоактивными веществами определяют по показаниям дозиметрических приборов (ДП - 5В, ИД - 1 и т.д.).

КАМЕРАЛЬНЫЙ ЭТАП

. Отклонение показателей микроклимата в помещении

Показатели микроклимата: температура, влажность, скорость воздуха, тепловое излучение. Метеорологические условия для рабочей зоны производственных помещений (пространство высотой до 2 м над уровнем пола) регламентируется ГОСТ 12.1.005-88 [17] и СанПиН 2.2.4.548-96 [26]. ГОСТ устанавливает оптимальные и допустимые микроклиматические условия в зависимости от характера производственных помещений, времени года и категории выполняемой работы.

Микроклиматические параметры оказывают значительное влияние как на функциональную деятельность человека, его самочувствие и здоровье, так и надежность работы ПЭВМ и ВДТ. В помещениях с такой техникой на микроклимат больше всего влияют источники теплоты, к ним относится вычислительное оборудование, приборы освещения (лампы накаливания, солнечная радиация). Из них 80% суммарных выделений дают ЭВМ, что может привести к повышению температуры и снижению относительной влажности в помещении. В помещениях, где установлены компьютеры, должны соблюдаться определенные параметры микроклимата, согласно СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 [29]. На организм человека большое влияние оказывает относительная влажность воздуха. Скорость движения воздуха также оказывает влияние на функциональную деятельность человека.

Таблица 14 Оптимальные параметры микроклимата для помещений, где установлены компьютеры (СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03)

Период года

Параметр 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

Температура воздуха в помещении

23-25°С


Относительная влажность

40-60%


Скорость движения воздуха

0,1-0,2 м/с


В таблице 14 приведены оптимальные нормы микроклимата для профессиональных пользователей в помещениях с ВДТ и ПЭВМ при легкой работе. Для поддержания вышеуказанных параметров воздуха в помещениях с ВДТ и ПЭВМ необходимо применять системы отопления и кондиционирования или эффективную проточно-вытяжную вентиляцию. Расчет потребного количества воздуха для местной системы кондиционирования воздуха ведется по теплоизбыткам от машин, людей, солнечной радиации и искусственного освещения согласно СНиП 2.04.05-91 [24]. В помещениях с ВДТ и ПЭВМ ежедневно должна проводиться влажная уборка. Нормы подачи свежего воздуха в помещения, где расположены компьютеры приведены в табл. 15.

Таблица 15 Нормы подачи свежего воздуха в помещения, где расположены компьютеры (СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03)

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

Помещение без окон и световых фонарей

Не менее 60


2. Недостаточная освещенность рабочей зоны

Естественное и искусственное освещение помещений, где производятся камеральные работы должно соответствовать СНиП 23-05-95 [25]. При этом естественное освещение для данных помещений должно осуществляться через окна. СНиП рекомендует левое расположение рабочих мест по отношению к окнам. Искусственное освещение помещений должно осуществляться системой общего равномерного освещения. При работе с документами допускается применение системы комбинированного освещения (к общему дополнительно устанавливаются светильники местного освещения). Общее освещение следует выполнять в виде сплошных или прерывистых линий светильников, расположенных сбоку от рабочего места, параллельно линии пользователя. В качестве источников искусственного освещения используются люминесцентные лампы, которые попарно объединяются в светильники. Допускается применение ламп накаливания в светильниках местного освещения. Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещении следует проводить чистку стекол, рам и светильников не раже двух раз в год и проводить своевременную замену перегоревших ламп.

При работе на компьютере, обычно, 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. Недостаточность освещения приводит к быстрой усталости глаз, а вследствие этого к последующему снижению работоспособности и внимательности. Недостаточное внимание может стать причиной какого-либо несчастного случая. Постоянная недоосвещенность рабочего места приводит к снижению остроты зрения.

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. Окна лучше оборудовать светорассеивающими шторами, регулируемыми жалюзи или солнцезащитной пленкой с металлизированным покрытием.

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

Освещение помещений вычислительных центров должно быть смешанным. При выполнении работ категории высокой зрительной точности величина коэффициента естественного освещения (КЕО) должна быть не ниже 1,5 %, а при зрительной работе средней точности КЕО должен быть не менее 1 %. Требования к освещённости в помещениях, где установлены компьютеры, следующие: при выполнении зрительных работ высокой точности общая освещённость должна составлять 300 лк, комбинированная - 750 лк; при выполнении работ средней точности - 200 и 300 лк соответственно [25].

.2.2 Пожарная и взрывная безопасность

Причинами возникновения пожаров в полевых условиях являются: неосторожное обращение с огнем; неисправность или неправильная эксплуатация электрооборудования; неисправность и перегрев отопительных стационарных и временных печей; разряды статического и атмосферного электричества, чаще всего происходящие при отсутствии заземлений и молниеотводов; неисправность производственного оборудования и нарушение технологического процесса. Нормативный документ ГОСТ 12.1.004-91 [19]. 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. По окончании 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 -1 шт. (на каждую машину) марки ОВП 10.

. Ведро пожарное -1шт.

. Топоры -1 шт.

. Ломы -2 шт.

. Кошма - 2мх2м (на каждую машину).

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

Причинами пожара в камеральных помещениях являются следующие:

1.      Причины электрического характера - короткое замыкание, нагрев оборудования;

2.      Открытый огонь - сварочные работы, костры, курение, искры;

.        Удар молнии;

.        Разряд зарядов статического электричества.

Согласно ППБ 01-03 [22] помещения и здания по пожаровзрывной и пожарной опасности классифицируются на категории А, Б, В, Г и Д. Помещения камеральные относятся к категории В - пожароопасное, т.е. помещения, в которых есть горючие и трудногорючие вещества и материалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть.

Согласно ПУЭ [23] классом зоны пожароопасности этих помещений является П - 2а, т.е. это зона, расположенная в помещениях, в которых обращаются твёрдые горючие вещества.

Мероприятия по предотвращению пожароопасных ситуаций:

Предотвращение короткого замыкания на рабочем месте:

1.      измерение сопротивления изоляции R > 0,5 МОм;

2.      защита от механических повреждений;

.        отключающая аппаратура (коммутирующая), предохранители, автоматы.

Для предотвращения нагрева количество подключаемых к источнику потребителей должно соответствовать мощности источника.

Работы по предотвращению открытого огня:

1.      все сварочные работы должны производиться на определённом участке (сварочном посту), работа производится по разрешению;

2.      запрет разводить костры на рабочих местах, организация специальных мест для курения и разведения костров;

.        весь транспорт снабжен искрогасителями, во взрывоопасных зонах использование инструмента только с изоляционным покрытием (изоляционными ручками).

Работа по предотвращению удара молнии, использование громоотводов заземлителей (электродов помещенных в грунт).

Работа по предотвращению накопления статического электричества:

. все объекты заземляются, где ожидаются заряды статического электричества;

. увлажнение помещений при влажности > 60% заряды не накапливаются. На человеке может накапливаться до 50 кВ.

Организация и технические мероприятия в зданиях предполагают инструктирование персонала обслуживающего электрические и другие устройства, использование СИЗ (средств индивидуальной защиты) такие как: диэлектрические перчатки, инструмент и изолированными ручками, указателей напряжения, резиновые коврики, диэлектрические ботинки, изолирующие подставки.

4.2.3 Экологическая безопасность

При производстве любых геологоразведочных работ необходимо учитывать пагубное влияние производственных факторов на окружающую среду (загрязнение почвы, водоемов, воздушного бассейна и т.д.). Для предотвращения возможных экстремальных экологических и социальных ситуаций при освоении месторождения необходимо создать систему экономических и правовых механизмов, направленную на недопущение нарушений природоохранного законодательства, т.е. своеобразную программу экологической безопасности, учитываемую на всех стадиях проектирования, строительства и эксплуатации и направленную на решение следующих взаимосвязанных проблем:

предотвращение загрязнения окружающей среды, обеспечение экологической сохранности территории нефтяного месторождения и прилегающих к нему зон;

- обновление технологического оборудования и внедрение новых ресурсосберегающих технологий;

- оценка воздействия на окружающую природную и социальную среду;

обеспечение экологической безопасности местного населения и персонала, работающего на месторождении;

повышение ответственности персонала предприятий за качество выполняемых им работ, загрязнение окружающей среды, рациональное использование природных ресурсов, соблюдения природоохранного законодательства;

систематический производственный экологический мониторинг;

оповещение о возникновении экологической опасности;

- управление экологическим риском;

экологическое страхование.

Временные источники загрязнения:

перенос вредных веществ с загрязненных участков ливневыми и талыми водами по ложбинам стока;

перенос вредных веществ грунтовыми водами, питающими реки;

прямые выбросы вредных веществ в водоемы.

Для исключения вредного воздействия на гидрологические объекты месторождения необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

создать организованный поверхностный сток с территории площадочных и других производственных объектов;

- исключить сброс загрязненных сточных вод на дневную поверхность и в водоемы, предусмотреть закачку сточных вод в нефтесборный коллектор;

- не допускать переформирования линий поверхностного стока, поддерживая естественную его направленность.

Рассматриваемая территория участка месторождения - это расчлененная равнина, нет склонов большой крутизны, процессы эрозии незначительны и маловероятны и не мешают возобновлению растительности в местах строительства объектов и сооружений. Самоочищающая способность почв оценивается как невысокая.

Основными видами негативного воздействия на животный мир при освоении месторождения могут являться:

отчуждение земель и механическое нарушение растительности;

шум от работающих машин и механизмов;

загрязнение прилегающей территории отходами;

браконьерство (возможность несанкционированного доступа в охотоугодья);

фактор беспокойства (присутствие людей и собак).

Для снижения воздействия на животный мир необходимо:

ограждать и оснащать оборудование звукоизолирующими устройствами;

не допускать загрязнения прилегающей территории токсичными отходами;

запретить персоналу, работающему на объектах, иметь огнестрельное оружие и охотиться без соответствующей лицензии;

запретить держать собак на промысле (за исключением собак охраны);

ограничить движение автотехники (в особенности гусеничной вездеходной), обеспечить строгий контроль за выездами (только по производственной необходимости), должностную ответственность персонала в случае нарушений.

В отличие от биологических ресурсов, минерально-сырьевые ресурсы не способны к самовосстановлению и относятся к числу исчерпаемых, поэтому назначение охраны недр заключается в обеспечении их рационального и полного использования, предупреждения их порчи, а также в сокращении их потерь при добыче, транспортировке и переработке.

Освоить месторождение не подвергая техногенному воздействию недра невозможно, а на этапе эксплуатации это влияние особенно сильно влияет на продуктивную часть недр.

Все возможные вредные воздействия на окружающую среду и мероприятия по их устранению представлены в табл. 16.

Таблица 16 Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия при геофизических работах

Природные ресурсы и компоненты окружающей среды

Вредные воздействия

Предохранительные мероприятия

Земля и земельные ресурсы

Загрязнение почвы нефтепродуктами, химреагентами и др.

Сооружение поддонов, отсыпка площадок для стоянки техники. Вывоз, уничтожение и захоронение остатков нефтепродуктов, химреагентов, мусора, загрязнённой земли и т.д.


Засорение почвы производственными отходами и мусором

Вывоз и захоронение производственных отходов

Лес и лесные ресурсы

Уничтожение, повреждение и загрязнение почвенного покрова

Мероприятия по охране почв


Порубка древостоя при оборудовании буровых площадок, коммуникаций, посёлков

Попенная плата, соблюдение нормативов отвода земель в залесённых территориях

Вода и водные ресурсы

Загрязнение сточными водами и мусором (буровым раствором, нефтепродуктами, минерализованными водами и рассолами)

Отвод, складирование и обезвреживание сточных вод, уничтожение мусора; сооружение водоотводов, накопителей, отстойников, уничтожение мусора


Загрязнение бытовыми стоками

Очистные сооружения для буровых стоков (канализационные устройства, септики, хлороторные и др.)


Загрязнение подземных вод при смешении различных водоносных горизонтов

Ликвидационный тампонаж буровых скважин

Воздушный бассейн

Выбросы пыли и токсичных газов из подземных выработок. Выбросы вредных веществ при бурении с продувкой воздухом, работа котельных и др.

Полная герметизация всего технологического оборудования, запорной арматуры и трубопроводов

Животный мир

Распугивание, нарушение мест обитания животных, рыб и других представителей животного мира, случайное уничтожение

Проведение комплекса предохранительных мероприятий, планирование работ с учётом охраны животных


.2.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайная ситуация (ЧС) - это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью, материальные потери или нарушение условий жизнедеятельности людей.

Классификация ЧС по основным признакам:

1.      По сфере возникновения:

- техногенные;

- природные;

- экологические;

социально-политические и др.

. По ведомственной принадлежности:

в промышленности;

в сельском хозяйстве и лесном хозяйстве;

в строительстве и др.

. По масштабу возможных последствий:

глобальные;

региональные;

местные.

. По масштабу и уровню привлекаемых для ликвидации последствий сил, средств и органов управления.

. По сложности обстановки и тяжести последствий.

На нефтяных месторождениях при нарушении технологии бурения и эксплуатации зачастую возникают непредвиденные неблагоприятные ситуации. К таким относятся незапланированные выбросы углеводородов (фонтанирование), которые сопровождаются, как правило, сильными пожарами, усложняющими ситуацию.

Все случаи выбросов документируются, размножаются и распространяются по службам участвующих в разработке месторождения. В перечне документов фиксируются причины аварий или чрезвычайных ситуаций, работы, проведенные при ликвидации выброса, а также способы избежания выбросов в будущем.

При геофизических исследованиях скважин проводятся следующие подготовительные работы.

До проведения исследований "заказчик" подготавливает скважину. Буровое оборудование должно быть исправным. На скважине должен быть установлен превентор. Скважина должна быть залита буровым раствором до устья.

Электроустановки должны быть исправны.

Начальник геофизической партии проверяет проведенные подготовительные работы.

Составляется акт на проведение геофизических исследований, за подписями бурового мастера, представителя заказчика, электрика. При работах в действующих скважинах также подписывается работник противофонтанной службы.

При угрозе выброса работники партии сообщают о факте выброса представителю заказчика, противофонтанной и пожарной службы.

Партия выполняет эвакуацию геофизического оборудования под руководством начальника партии. Если прибор в скважине зажат превентором, кабель перерубается. Скважина должна быть обесточена.

Список литературы

1.      Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств (Охрана труда). Учеб.пос. для вузов// П. П. Кукин, В. Л. Лапшин и др.-М.: Высш. Шк., 1999г-318 с.

2.      Буевич А.С. Компьютеризированный аппаратно-методический комплекс для геофизических исследований, действующих скважин.- Тверь.: Тверьгеофизика,1998г.

.        Геофизические методы исследования / под ред. В.К. Хмелевского. - М.: Недра, 1988г.

.        Дахнов В.Н. "Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщение горных пород". М., Недра, 1975г.

.        Ерофеев Л.Я., Вахромеев Г.С, Зинченко В.С., Номоконова Г.Г. Физика горных пород: учебник для вузов. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006г.

.        Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Г. Геофизические исследования в скважинах. М., Недра, 1982г.

.        Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1987г.

8.     Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под ред. В.М. Добрынина. - М.: Недра 1998г.

9.      Комплексирование методов разведочной геофизики: Справочник геофизика/Под ред. В.В.Бродового, А.А. Никитина. - М.: Недра, 1984г.

10.    ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.

11.    ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

.        ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Защитное заземление, зануление.

.        ГОСТ 12.2.062-81 ССБТ. Оборудование производственное. Ограждения защитные.

.        ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов.

.        ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

.        ГОСТ 12.4.125-83 ССБТ. Средства коллективной защиты работающих от воздействия механических факторов. Классификация.

.        ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (01.01.89).

.        ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

.        ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования (01.07.92).

.        Крепша Н.В., Свиридов Ю.Ф. Безопасность жизнедеятельности: Учеб. - метод. пособие. - Томск: изд-во ТПУ, 2003. - 144 стр.

.        ОСПОРБ - 99. Основные санитарные правила обеcпечения радиационной безопасности.

.        ППБ 01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. - М.: Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, 2003.

.        ПУЭ. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. с изм. и дополн. - Новос: Сибирс. универ. изд-во, 2006. - 512 с.

.        СНиП 2.04.05-91. Отопление, вентиляция и кондиционирование.

.        СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.

.        СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

27.   СН 2.2.4/2.1.8.562-96. Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки. М.: Минздрав России, 1997.

28.    СНиП 21-01-97. Пожарная безопасность зданий и сооружений. М.: Гострой России, 1997. - с. 12.

.        СанПиН 2.2.2/2.4. 1340-03. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы "Гигиенические требования к персональным электронновычислительным машинам и организации работы". - М.: Госкомсанэпиднадзор, 2003.

.        Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах - М.: Недра, 2001.

.        Е. В. Семенов, Т. Е. Крутова, Р. Р. Галеев и др. Литолого-плотностной каротаж двухзондовыми установками гамма-гамма-каротажа // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 137-138.

32.    В. Р. Хаматдинов, В. А. Велижанин и др. Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа серии СГПЛ: технологические особенности и результаты производственных испытаний // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 129.

.        В. Р. Хаматдинов, В. А. Велижанин и др. Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа нефтегазовых скважин // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 141.

Похожие работы на - Комплекс геофизических исследований скважин для изучения фильтрационно-емкостных свойств и насыщения коллекторов на Мыльджинском газонефтяном месторождении (Томская область)

 

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