Разделы проекта могут быть следующими:
Геологическое строение района исследований: Стратиграфия;Дается общепринятая для данного района стратиграфическая схема и краткая литологическая характеристика выделенных стратиграфических единиц, начиная с кристаллического фундамента до четвертичных. При этом желательно придерживаться единого плана описания этих отложений: распространенность свиты (яруса и др.) в районе, краткая характеристика пород, толщины отложений. Особое внимание надо уделить продуктивной части разреза. Порядок описания: система, отдел, ярус, подъярус, подгоризонт, горизонт, пласт.
Тектоника.Анализ тектоники дается с учетом выделенных структурных этажей или различных геолого-структурных участков. Дается краткая их характеристика. Производится описание структур первого порядка (сводов), второго порядка, внутриформационных образований.
Этапы и стадии геологоразведочных работ.В краткой форме в хронологическом порядке приводятся основные сведения и итоги проведения различных геологических и геофизических работ на площади. При этом привлекается как опубликованный, так и открытый фондовый материал. Здесь кратко можно охарактеризовать методику и технику работ, масштаб съемок, точность наблюдений и применяемую аппаратуру, результаты работ. При исследованиях на месторождениях дается характеристика геофизических методов оценки запасов нефти и газа.
Проанализировать изменение представления о залежи на разных этапах и стадиях геологоразведочных работ, связь изученности месторождения с категорией запасов УВ.
Оценить возможности комплекса ГИС. Достаточен ли для решения поставленных задач. Рекомендации по дальнейшему применению комплекса ГИС.
Детальная корреляция разрезов.Выделить основные региональные реперы, нефтегазоносные горизонты. Проследить изменение толщин горизонтов и пластов. Определить тип залежи.
Выделение коллекторов.Выделение коллекторов провести по качественным и количественным признакам (прямым и косвенным).
Определение коэффициентов пористости.Определение коэффициентов пористости по методам ГИС: ИГК – АК – ГГКП. Обосновать опорные пласты для НГК. Интервалы время для твердой части и жидкости для АК.
Определение нефтенасыщенности. Оценка характера насыщения на основе комплекса геолого-геофизичесой изученности: керн – шлам – ГИС – ИПТ – перфорация. Обосновать a, b, m, n, сb для определения степени насыщения.Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов.
Достоверность определения подсчетных параметров.
Обоснование отметок ВНК. Положение ВНК по каждой залежи обосновывается с помощью построения специальной схемы. Для построения схемы обоснования ВНК подбирают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Сюда относятся в первую очередь скважины, расположенные в водонефтяной зоне, в которых положение ВНК можно определить по данным ГИС. Кроме того, могут быть использованы скважины из чисто нефтяной и водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК. На схему наносятся колонки разрезов выбранных скважин в соответствии с их гипсометрическим положением и указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую принятому положению ВНК. Выше этой линии пласт по ГИС в подавляющем большинстве скважин должен быть проинтерпретирован как нефтенасыщенный, и при опробовании из него должен быть получен приток чистой нефти, а ниже — водонасыщенный с притоком воды. Если интервал перфорации охватывает и нефтяную, и водяную части пласта, обычно получают приток воды и нефти в разном соотношении.
Результаты интерпретации геофизических материалов проверяют следующими способами:
- правильность определения характера насыщения коллектора – испытанием пласта опробователями на кабеле, пластоиспытателями на трубах в необсаженном стволе и перфораций колонны в обсаженной скважине; надежность определения коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения – по данным керна.
Критерием надежности определения характера насыщения по геофизическим данным являются результатом испытания, опробования в открытом стволе и перфорации в колонне.
Характер насыщения подтвердившихся заключений принимается без изменений. Характер насыщения не подтвердившихся заключений корректируется на основе всей накопленной геолого-геофизической информации.
Характер насыщения коллекторов, по которым данные перфорации подтверждают заключения геофизиков, принимаются без изменения. В интервалах, по которым наблюдается несоответствие, в зависимости от имеющейся дополнительной информации дается заключение о характере насыщения.
Достоверность определения по геофизическим данным коэффициента пористости проверяется с помощью результатов исследования керна.
Значения КП геоф. и КП керн сравнивают:
- сопоставляя графики зависимости их от глубины в пределах наследуемого интервала по кросс-плотам в системе координат КП геоф.-- КП керн для каждого пласта и оценивая отход точек от биссектрисы.
Для межзерновых коллекторов расхождение между КП геоф. и КП керн, обусловленное случайными погрешностями не должно превышать ± 10%.
Для сложных карбонатных трещинно-кавернозных коллекторов с полостями выщелачивания значительных размеров при сопоставлении значений КП геоф. и КП керн с интервалами разреза, где они будут совпадать, выделяются другие интервалы КП геоф. > КП керн, соответствующие кавернозно-межзерновым коллекторам.
По подсчетным объектам:
- построить кернограммы, сопоставить кернограммы и КП геоф в пределах исследуемого интервала, построить кросс-плоты КП геоф. и КП керн.
Формулы подсчета запасов имеют следующий вид для нефтяных залежей всех типов:
,
Для газовых залежей:
,
где Кпо – коэффициент открытой пористости,
КН (КГ) – коэффициент нефте - (газо) насыщенности предварительно взвешиванием по толщине проницаемых прослоев определяются средние значения по скважинам.
Пересчетный коэффициент Ѳ и плотность нефти в поверхностных условиях для нефтяных залежей рассчитывается как среднеарифмитические из имеющихся определений, полученных в результате анализов глубинных проб при дифференциальном разгазировании.
Среднее начальное пластовое давление и пластовая температура tпл газовых залежей вычисляются с учетом глубины центров тяжести залежей. Коэффициент сжимаемости реальных газов Z определяется на основе состава пластового газа из исследуемой залежи.
Подсчетный план – основной геофизический документ при подсчете запасов.
В работе представить структурную карту по кровле продуктивных пластов. На карту нанести внешний и внутренний контуры нефте(газо)носности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта: поисковые, разведочные, добывающие, законсервированные в ожидании промысла, давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду.
Представить таблицу опробования пласта N и сводную таблицу. Дать рекомендации по дальнейшему изучению и освоению залежи.
Таблица опробования пласта N
№ скв. | пла ст | дата опробования | граница пласта глубина абс. отм. | интервал опро-бования глубина абс. отм. | способ вскрытия (тип перфор., кол-во отверст.) | диаметр штуцера, мм дин. ур., м | давление Мпа пла-стовое забойное | дебит нефти, м3/сут | газосодержание нефти м3/т | дебит воды, м3/cут | Т пл. °С | коэф. продуктивности м3.cут*МПа | примечание |
Кроме сбора геолого-геофизической информации по конкретной залежи, студенты должны осмыслить ее и дополнить новыми приемами обработки, дать информацию по дальнейшему изучению и освоению залежи. По собранной информации предполагается работа над вопросами. Достоверна и достаточна ли информация для определения формы залежи? Необходимость комплексного изучения (сейсморазведка + ГИС). Формы залежи. Необходимость комплексирования ГИС-керн-шлам-ИПТ-перфорация для решения задач: определение литологии, выделение коллекторов, определение пористости, типа пористости, нефтенасыщенности. Достаточен ли комплекс ГИС для характеристики пород, пройденных бурением. Оцените возможности комплекса ГИС. Рекомендации по расширению комплекса ГИС, изучению керна и шлама, получению петрофизических зависимостей для уточнения литологии и коллекторских свойств.
Рекомендации по использованию имеющейся информации: построение кросс-плотов, выбор масштаба записи диаграмм при комплексировании методов (НГК-АК, НГК-ГГК, НГК-БК, НГК-ИК, БК-ИК, АК-БК, НГК-ИНК, АК-ИНК и т. п.).
Статистическая обработка геолого-промысловой информации. Разделение объектов «приток – нет притока» для определения критических значений пористости, разделение объектов «вода – нефть» для определения критических значений УЭС, параметра насыщения, коэффициента нефти (возможно ф). Выделение коллекторов с использованием косвенных количественных признаков по критическим значениям НГК и ГК.
Студенту может представиться возможность дополнить работу по изучению залежи построением карт:
- эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин, коэффициентов пористости, коэффициентов нефтенасыщенности, параметров нефтенасыщенности, коэффициентов песчанистости.
Для проработки предлагаются следующие вопросы. Особенности изучения коллекторов литологически неоднородных, со сложной структурой порового пространства. Обоснование параметров: коэффициентов пористости, коэффициентов нефтенасыщенности, эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин, их взаимосвязь между собой. Комплексное изучение месторождения в процессе разработки и оценка подготовленности месторождения для промышленного освоения.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
