Курсовая работа: Анализ эффективности методов радиометрии при выявлении и оценке характера насыщения коллекторов (на примере месторождений Западно-Сибирской равнины)

На конечном (завершающем) этапе разведки месторождения эти исследования должны проводиться с целью экономии средств, на бурение дополнительных скважин и сокращения количества объектов опробования, нефтегазоносность которых установлена испытаниями в ранее пробуренных на месторождении скважинах.

На основании проведенных исследований и данных О.М.Нелепченко (1974) рекомендованы комплекс ядерно-геофизических исследований в обсаженных скважинах и усовершенствованная методика применения радиометрии для выделения коллекторов и оценки характера их насыщения (таблицы 2, 3) с учетом разграничения этапов разведки месторождений и выявленных особенностей расформирования зоны проникновения в коллекторах, что существенно расширяет возможности геофизического мониторинга геологической среды.

Таблица 2

Набор методов и методика применения радиометрии для разделения газонефтенасыщенных зон

Метод	Решаемые задачи
Первый замер (фоновый), НКТ-50, ГК	Литологическое расчленение разреза, выявление газонасыщенных интервалов в пластах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и расформировавшейся зоной проникновения. Оценка пористости, глинистости, коэффициента газонасыщенности. Определение положения газожидкостного контакта.
Повторный замер (через достаточное время), НКТ-50, ГК	Выявление всех газонасыщенных пластов, определение положения газожидкостного контакта, установление эффективной газонасыщенной мощности.
НГТ-70, ГК (после полного расформирования зоны проникновения)	Оценка коэффициента газонасыщенности пласта при наличии остаточного нефтенасыщения и без него.

Таблица 3

Набор методов и методика применения радиометрии для разделения нефтеводонасыщенных зон

Метод	Решаемые задачи
Первый замер (фоновый), ИННК, НКТ-50, ГК	Литологическое расчленение разреза, выявление нефтенасыщенных интервалов в пластах без проникновения, в пластах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и расформировавшейся зоной проникновения. Оценка пористости, глинистости, радиоактивности, коэффициента нефтенасыщенности. Определение положения водонефтяного контакта.
Повторный замер (через достаточное время), ИННК	Выявление всех нефтенасыщенных пластов, определение положения водонефтяного контакта, установление эффективной нефтенасыщенной мощности.
ИНКК, НКТ-50, ГК (после полного расформирования зоны проникновения)	Определение диффузионно-нейтронных параметров, количественная оценка нефтенасыщенности пласта.

III . ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ РАДИОМЕТРИИ ПРИ ВЫДЕЛЕНИИ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД И ИЗУЧЕНИИ СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

Выделение и оценка характера насыщения коллекторов является основной задачей при интерпретации промыслово-геофизических материалов. Решение этой задачи в условиях разрезов Западно-Сибирской равнины связано со значительными трудностями. К числу факторов, осложняющих расшифровку свойств разреза по промыслово-геофизическим материалам, относятся неоднородность литофациального состава пород, значительная глинистость, большая остаточная водонасыщенность коллекторов, низкие коэффициенты нефтегазонасыщенности, чрезвычайно широкий диапазон изменения коллекторских свойств по разрезу, наличие в разрезе поровых, порово-трещинных и трещинных коллекторов и т.д. Кроме того, эффективность промыслово-геофизических работ существенно снижается по мере ввода в поисково-разведочное бурение более глубоких горизонтов со сложными типами коллекторов, низкой и переменной минерализацией пластовых вод, глубоким проникновением фильтрата бурового раствора в пласт.

Одним из возможных путей решения задачи выделения коллекторов и оценки характера их насыщения является проведение промыслово-геофизических исследований стандартным комплексом в оптимальные сроки после вскрытия нефтегазонасыщенных пластов, когда зона проникновения фильтрата бурового раствора, по существу, еще не образовалась. Другой путь заключается в проведении повторных измерений методами радиометрии в обсаженной неперфорированной скважине, с последующим выделением на фоне измеренных интенсивностей радиационного излучения и плотности потока тепловых нейтронов локальных особенностей, обусловленных влиянием газонасыщенности коллекторов прискважинной части пластов (в процессе расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора). Ввиду того, что задача выделения коллекторов и оценка их характера насыщения не всегда успешно решаются применяемым стандартным комплексом промыслово-геофизических методов, рекомендовано внедрение специальных исследований повторными измерениями методами радиометрии в практику поисково-разведочных работ.

Повторные замеры нейтронными методами получили промышленное применение при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений в Западно-Сибирской равнине.

С помощью нейтронных методов были решены следующие геологические задачи, которые не решаются обычными объемами и применяемой методикой геофизических исследований.

На Самотлорском месторождении было выявлено наличие газовой шапки в пластах группы АВ. представленных песчано-алевритистыми отложениями готерив-барремского возраста, что было впоследствии подтверждено результатами опробования, выделены газоносные интервалы и установлено положение газонефтяного контакта. Определение положения газонефтяного контакта позволило уточнить запасы нефти в пластах группы АВ в сторону увеличения примерно на 100 млн. тонн.

Надежные результаты по выделению газоносных интервалов (особенно после расформирования в них зоны проникновения), полученные по материалам нейтронных методов, показали, что в кровле сеноманских отложений Самотлорского месторождения существует естественная газовая залежь. Некоторые исследователи (Лукьянов Э.Е., Сибагатуллин Т.Ф. 1971; Сайфуллин A. M., Коновалов К.А. 1972) считали, что в сводовой части структуры образуется искусственная сеноманская залежь за счет перетоков газа из нижележащих газонефтяных пластов группы АВ.

Специальными геофизическими исследованиями в обсаженных скважинах доказано сложное геологическое строение и существование нескольких газонефтяных залежей сеноманского возраста Русского месторождения. Эти исследования показали высокую эффективность нейтронных методов при изучении фазового состояния углеводородов, позволили определить положения газонефтяных контактов и установить особенности строения тектонически нарушенного месторождения (рис. 2). По комплексу электрических и нейтронных методов решена задача оценки нефте- и газонасыщенности в газовой шапке.

Условные обозначения:

I - интервалы перфорации; 2 - приращения на повторных замерах НГК-60, выполненных через год.

Рис. 2. Выделение газонасыщенных интервалов и установление строения газовых залежей с нефтяными оторочками с помощью специальных геофизических исследований. Отложения верхне-мелового возраста (сеноман). Русская площадь. Скважина 27.

В газоконденсатных залежах горизонтов БУ Уренгойского месторождения было доказано, что углеводороды в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии. Кроме того, временными замерами нейтронным каротажом, выполненными в обсаженной неперфорированной скважине N 80 Уренгойского месторождения, простоявшей в состоянии покоя, почти год после спуска колонны, обнаружено наличие ранее пропущенной газовой залежи в апт-альбских отложениях (рис.3), не являющихся до этого объектом детальных геологоразведочных работ. Данные нейтронных методов подтверждены результатами опробования. Из интервала 1784-1800 м получен мощный фонтан газа дебитом 1 млн. куб. м в сутки с высоким газоконденсатным фактором.

Условные обозначения:

1, 2 - соответственно газо- и водонасыщенные интервалы;

3 - переходная газонасыщенная зона (или нефтяная оторочка);