Применение методов геофизических исследований скважин при оценке коллекторских свойств пластов Урманского месторождения

1.

КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ)
ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего
образования
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Кафедра геофизики и геоинформационных технологий
Направление подготовки:05.03.01 Геология
Профиль: Геофизика
ВЫПУСКНАЯ КВАДИФИКАЦИЛННАЯ РАБОТА
«ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
СКВАЖИН ПРИ ОЦЕНКЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ
ПЛАСТОВ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ»
Научный руководитель
Л.Р. Косорева
Выполнил студент 4 курса
группы 03-305 С.Р. Гильмутдинов
2017 год

2. Цели и задачи работы

• Целью данной работы является: изучение
геологического строения продуктивных пластов
Урманского месторождения.
Задачами работы являются:
-Литологическое расчленение разрезов скважин;
-Выделение пластов-коллекторов;
-Расчет фильтрационно-емкостных свойств;
-Составление и анализ корреляционных схем.

3. Местоположение УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторождения
Рисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторождения.
Масштаб 1:500 000

4. ЛИНИЯ ПРОФИЛЯ 1 скважин 1-2-3-4

Рисунок 10. Взаимное расположение скважин на линии профиля 1
ЛИНИЯ ПРОФИЛЯ 1 СКВАЖИН 1-2-3-4
Рисунок 2. Схема взаимного расположения скважин на линии профиля 1.

5. Применяемый КОМПЛЕКС ГИС

ПРИМЕНЯЕМЫЙ КОМПЛЕКС ГИС
-Метод потенциалов самопроизвольной поляризации(ПС)
-Гамма-каротаж(ГК)
-Нейтронный- каротаж по тепловым нейтронам(НКТ)
-Индукционный каротаж(ИК)
-Боковой каротаж(БК)
-Высокочастотное индукционное каротажное
изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ)
• -Инклинометрия

6. Коэффициент пористости

• Kп=(Kп,n-∆ωгл)х100
• Кп,n - коэффициент пористости по нейтронному каротажу.
• ∆ωгл=Kгл×ωсв поправка за глинистость
• logKп,n=AJn+B –коэффициент пористости по
нейтронному каротажу.
• Jn - показания нейтронного каротажа.
• А и В – постоянные, значения которых зависят от длины
зонда, мощности источника нейтронов и других факторов,
для даногоместорождения А=-1.84 В=5.2.

7. Коэффициент глинистости

К К J
ГЛ
ГЛО
J ( J J мин ) /( J макс J мин ) 0,5
J - показания ГК против исследуемого пласта
– показания в опорном пласте с
J min
минимальным значением;
– показания в опорном пласте с
J max
максимальным значением.
Kгло- глинистость опорного пласта глин. Для
данного месторождения 58,5

8. Коэффициент нефтенасыщенности

• Упрощенная формула для данного
месторождения.
• Кв+Кн=1 и Кн=1-Кв
• Kв=10^(1.97-0.25*lg(Rв/Rвп))
• Rв=0.04 Оm*m
• Rвп=10^((1.94-lgKп)/0.51)*0.07

9. Схема сопоставления методов ГИС по скважине №3

Рисунок 11. Схема сопоставления методов ГИС по скважине №3
СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ МЕТОДОВ ГИС
ПО СКВАЖИНЕ №3
Рисунок 3. Схема сопоставления методов ГИС по скважине №3

10. Корреляционная схема по линии профиля 1

Рисунок 2. Корреляционная схема скважин 1,2,3,4

11. Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2a для скважин 1, 2, 3, 4

12. Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1, 2, 3, 4

13. Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1, 2, 3, 4

14. РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИ

• Выделено 3 пластов – коллекторов с помощью комплекса методов
ГИС – ГК, НКТ, ИК, БК, ПС, ВИКИЗ.
• Выделены нефтенасыщенные пласты в отложениях горизонта
терригенной Юры в скважинах 1-2-3-4
• Установлены зоны выклинивания продуктивных пластов и замещение
их глинистыми породами

15. ВЫВОД

• Был обработан материал по 4 скважинам, проведена
оценка коллекторских свойств и нефтненасыщенности
продуктивных пластов.
• По результатам интерпретации скважинного материала
была построена и проанализирована схема корреляции.
• Применяемый на Урманском месторождении комплекс
ГИС позволяет решать задачи расчленения разреза
скважин, выделения пластов-коллекторов и определения
характера их насыщения.