Выделение коллекторов в разрезе скважин по данным ГТИ Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

запасов используется информация по подсчетным параметрам, таким как геологические запасы нефти и газа.

После того как все данные будут собраны они загружаются в программный продукт моделирования. Наиболее распространёнными из которых являются Petrel, IRAP RMS, Gocad.

Традиционно технология геологического моделирования 3D представляется в виде следующих основных этапов:

1. Сбор, анализ и подготовка необходимой информации, загрузка данных.

2. Структурное моделирование (создание каркаса).

3. Создание сетки ^D-^^^), осреднение (перенос) скважинных данных на сетку.

4. Фациальное (литологическое) моделирование.

5. Петрофизическое моделирование.

6. Подсчет запасов углеводородов. [1]

Однако иногда от традиционной схеме этапности геологического моделирования отступают, добавляют этап экспертизы и многовариантного моделирования.

Иногда как отдельный этап после построения геологической модели рассматривается подготовка данных для последующей передачи гидродинамикам для фильтрационного моделирования.

Итогом построения геологической модели будет информация для правильного подбора объектов для увеличения нефтеотдачи пластов и заложения скважин в мало изученных участках. Для этого используются карты запасов, эффективных толщин, накопленных отборов и т.д. Также в дальнейшем отстроенные трехмерные модели могут быть использованы для построения фильтрационных моделей, которые необходимы для расчетов прогнозных технологических показателей разработки. Список использованной литературы:

1. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа: учебное пособие / Е.А. Гладков; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 99 с

2. Сметанин А.Б., Щергин В.Г., Щергина Е.А., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Осерская Ю.А. Особенности построения трехмерных геологических моделей в клиноформных отложениях на примере залежи горизонта БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения. Вестник недропользователя. 2013г.

3. http://bibliofond.ru/view.aspx?id=784979#1

© Хакимова А.С., 2016

УДК 550.38

А.С.Хакимова

Студент 4 курса Географического факультета Башкирской государственный университет г. Уфа, Российская Федерация

ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИН ПО ДАННЫМ ГТИ.

Аннотация

В основе оценки геологических запасов нефти, газа и конденсата лежат коллектора. Для верного подсчета запасов необходимо корректно выделить коллектора. В связи с этим в статье приведена краткая методика выделения терригенных и карбонатных коллекторов по данным ГТИ.

Ключевые слова

Карбонатные коллектора, объем ПЖ, скорость бурения, давление в нагнетательной линии.

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №8/2016 ISSN 2410-700Х_

Среди многочисленных параметров, регистрируемых непосредственно или вычисляемых при проведении ГТИ, наиболее информативными для выделения коллекторов являются механическая скорость бурения, расход и объем ПЖ, газонасыщенность ПЖ углеводородными газами, компонентный состав углеводородных газов, люминесценция и пористость шлама и керна.

Вскрытие терригенных или карбонатных коллекторов порового типа будут характеризоваться незначительными поглощениями промывочной жидкости с быстрым снижением интенсивности поглощения. Еще одним признаком может служить снижение давления в нагнетательной линии.

Вскрытие каверновых, порово-коверново-трещинных коллекторов часто сопровождается провалами бурового инструмента, ростом скорости бурения (в 2-3 раза и более), значительным поглощением ПЖ с его медленным затуханием.

В коллекторах порово-трещинного и трещинно-порового типов скорость проходки возрастает в 1,5 -2 раза, характер поглощения ПЖ определяется интенсивностью трещиноватости и раскрытостью трещин: при значительной трещиноватости спад интенсивности поглощения ПЖ происходит медленно, при микротрещиноватости процесс поглощения - быстрозатухающий.

Песчано-глинистые коллекторы, залегающие на относительно небольшой глубине (до 2,5 - 3 км), практически всегда уверенно выделяются по скорости бурения. Для них характерны незначительные поглощения ПЖ с быстрым снижением интенсивности поглощения. При вскрытии коллектора очень часто отмечается снижение давления в нагнетательной линии.

Не менее важное значение при выделении коллекторов имеет изучение шлама. Отбор шлама производится в желобной системе у устья скважины в потоке выходящего бурового раствора с применением шламоотборников непрерывного или эпизодического действия. Наиболее информативной фракцией являются частицы размером 3-7 мм. Место преимущественного сбора этой фракции будет зависеть от перераспределения частиц шлама при движении по виброситу. Частицы крупнее 7 мм, характеризуют обвальную породу и представляют собой остроугольные обломки, порой больших размеров. При исследовании по всему разрезу, интервал отбора проб шлама не должен превышать 10 м, на перспективных участках разреза - не более 1-3 м. Далее отобранные пробы шлама отмываются от бурового раствора холодной водой и направляются на дальнейшие исследования. При этом решающее значение имеют данные люминесцентн-битуминологического анализа ЛБА, оценка пористости, плотности и литологии пород.

Люминесцентноби-туминологического анализа ЛБА основан на том что, породы которые расположены над залежью нефти характеризуются повышенным содержанием битумов. И если пробу породы подставить под источник ультрафиолетового света, то битумы тотчас начнут светиться. По характеру свечения, его интенсивности определяют тип битума и его возможную связь с залежью.

о о

5 ОЖ MC Б

4 Ж MC Б

3 БЖ МБ

2 БГ ЛБ

Количественна я оценка

содержания

ОИТУМОИДОВ

vWAWWVWWWV

Цвет

люминесценци и капилярных вытяжек

Тип ОИТУМОИД ов

Рисунок 1 - Примеры капиллярных вытяжек с различным содержанием битумоидов и цветом люминесценции. Цифрами в интервале от 1до 5 количественная оценка содержания битумоидов.

Определение плотности и пористости горных пород по шламу кроме выявления пород коддекторов проводится с целью оценки их ёмкостно-фильтрационных свойств и выделения зон аномально-высоких поровых давлений. Для определения используются различные методы: пикнометрический, гидростатического взвешивания, ареометрический, объемно-весовой и др.

В сложных случаях достоверность выделения коллекторов может быть повышена за счет проведения исследований дополнительными методами: газометрией шлама, анализами окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) пород, ЯМР-анализами, ИК-спектрометрией, фотокалориметрией и др.

Список использованной литературы:

1. Барсуков В.Л., Григорян СВ., Овчинников Л.Н. Инструкция по геохимическим методам поисков рудных месторождений. Москва., 1983.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Нефть и газ, Москва, 2003 г., 816 стр.

3. http://wwwлgfr.m/ngd.html?neft8

© Хакимова А.С., 2016

УДК 550.38

Р.Р.Шаймарданова

Магистр 1 г.о Географического факультета Башкирский государственный университет г. Уфа, Российская Федерация E-mail: [email protected]

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ СЕРАФИМОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Аннотация

Данная статья представляет собой теоретическое исследование геологического строения и углеводородного потенциала Серафимовского нефтяного месторождения. В статье кратко изложено геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника и положение в общем структурном плане газонефтяной области.

Ключевые слова

Пористость пласта, визейский ярус, углистый сланец, продуктивная толща.

Месторождение относиться к одним из крупных (запасы Балансовые запасы 147211 тыс. т) месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. На данный момент разработку месторождения ведет НГДУ «Октябрьскнефть». Геологический разрез месторождения представлен отложениями рефейского, вендского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Запасы месторождения приурочены отложениям девона и нижнего карбона.

Девонские отложения представлены средним и верхним отделами. Средний девон сложен песчано-гравийными разностями и др. Верхний девон сложен преимущественно терригенными образованиями.

Каменоугольная система представлена отложениями турнейского и визейского возраста. Турнейский ярус сложен в основном глинистыми и окремнелыми известняками, в верхней части разреза с прослоями темных аргиллитов. Мощность яруса от 75 до 125 метров. Визейский ярус в основании сложен