ХарактеристикаЗападно-Сибирской НГП

Отчет по практике

«Учебная геологическая практика»

с 25 июня по 8 июля

 

 

Работу выполнили: Студенты 2 и 3 курсов направления «Нефтегазовое дело»

Бригада: №10

Преподаватели: Исайчева Елена Георгиевна, МоисесРомеро

 

 

Москва 2018

Список бригады №10

№№	ФИО	№ студ. билета	Группа	Страна	Баллы	Оценка ESTS	Оценка РФ
1	Байбарина Анастасия Владимировна	1032161243	ИНГбд-02-17	Российская Федерация
2	ЛекеуфакНафак Пьер Каликст	1032174670	ИНГбд-01-16	Камерун
3	НгобаНзуэго Ник Джордан	1032174414	ИНГбд-01-16	Камерун

 

 

Оглавление:

Введение. 5

1. Основной этап. 10

1.1. Характеристика Западно-Сибирской НГП.. 10

1.1.1. Общие сведения о ЗСНГП.. 10

1.1.2. Тектоника. 11

1.1.3. Стратиграфия. 11

1.1.4. Особенности продуктивных разрезов Западно-Сибирской НГП.. 12

1.1.5. Краткая характеристика вскрытого разреза. 13

1.2. Юрские отложения. 13

1.2.1. Климатические особенности растительного и животного мира Юрского периода 15

1.2.2. Характеристика пород-коллекторов юрских отложений. 16

1.2.3. Геология Московского региона. 17

1.3. Анализ геолого-технологического исследований (ГТИ) по скважине. 19

1.3.1. Аппаратно-программный комплекс (АПК) "Разрез 2". 20

1.3.2. Механический каротаж.. 21

1.3.3. Фильтрационный каротаж.. 22

1.3.4. Газовый каротаж.. 22

1.3.5. Люминесцентно-битуминологический анализ. 23

1.3.6. Петрофизические исследования. 25

1.3.7. Литолого-петрофизическая характеристика вскрытого разреза. 31

1.4. Геофизические исследования скважин (ГИС) 35

1.4.1. Условия проведения ГИС.. 35

1.4.2. Комплекс исследований. 35

2. Исследовательская часть. 38

2.1. Определение пластов-коллекторов с помощью ГеоПоиска. 38

2.1.1. Определение коэффициента пористости по данным акустического каротажа 39

2.1.2. Определение коэффициента пористости по данным ГГПК.. 39

2.1.3. Определение коэффициента проницаемости по данным АК и ГГПК.. 40

3. Оценка ФЕС поЯМР. 40

2.1. Физические основы ЯМР. 41

2.1.1. Определение ФЕС пород-коллекторов. 41

3.1.2. Прецессирующие протоны.. 41

3.1.3. Ориентация протонов. 43

3.1.4. Отклонение спинов. 43

3.1.5. Прецессия и расфазировка. 44

3.1.6. Рефокусировка: спиновые эхо. 44

3.1.7. Импульсная последовательность. 45

3.2. Петрофизические основы ЯМР. 46

3.2.1. Поверхностная релаксация. 46

3.2.2. Диффузионная релаксация. 47

3.2.3. Объемная релаксация. 47

3.3. Определение пористости по ЯМК и выделение коллекторов. 48

3.4. Проницаемость по ЯМК.. 51

3.5. Нахождение остаточной водо-насыщенности и нефтегазонасыщенности по ЯМК 51

Заключение. 54

Список использованной литературы.. 56

Приложения. 59

 

 

Введение

Учебно-геологическая практика проходила с 25 июня по 8 июля на базе РУДН в лаборатории геоинформационных технологий.

Цели практики:

· закрепление теоретических знаний и практических навыков, полученных при изучении дисциплин «Общая геология» и «Нефтегазопромысловая геология»;

· формирование компетенций в соответствии с образовательным стандартом ВО РУДН по направлению подготовки 23.03.01 «Нефтегазовое дело»[14, с.15].

Задачи практики:

· научиться эффективно работать в коллективе, толерантно воспринимая социальные, этнические, конфессиональные и культурные различия;

· осуществить способность к самоорганизации и к самообразованию;

· сформировать способность осуществлять поиск, хранение, обработку и анализ информации из различных источников и баз данных, представлять ее в требуемом формате с использованием информационных, компьютерных и сетевых технологий;

· сформировать способность решать стандартные задачи профессиональной деятельности на основе информационной и библиографической культуры с применением информационно-коммуникационных технологий и с учетом основных требований информационной безопасности;

· сформировать производственно-технологическую деятельность: способность применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику.

Безусловно, в любой работе особую роль играет подготовка. Будь ты спортсмен, врач, космонавт, нефтяник - разницы нет, для успешной работы обязательно нужно предварительно подготовиться. Исходя из этого, члены нашей бригады решили подготовиться к учебной геологической практике задолго до ее начала.

Первым этапом такой подготовки стал набор участников бригады. Казалось бы, ничего сложного, но от этого выбора зависит будущее всей работы, и потому важно было выбрать студентов, которые могли бы влиться в коллектив и работать слаженно.

Объектом исследования является бригада. Процесс работы помогает понять все о каждом: его психологию, возможности, качества и недостатки.

Предмет исследования

Проведен мониторинг мотиваций членов бригады по следующим позициям:

1. Любые действия должны быть осмысленными. В первую очередь это относится к тому, кто требует действий от других.

2. Человек испытывает радость от работы, если видит результаты своей деятельности, общаясь с другими людьми, ибо его действия приносят конкретную пользу.

3. Каждый на своем рабочем месте стремится проявить свои способности и показать свою значимость. Специалист хочет принимать участие в решении вопросов, которые входят в его компетенцию.
    4. Человек стремится выразить себя в труде, в его результатах, иметь доказательства того, что он может что-то сделать. Желательно, чтобы это «что-то» получило имя своего создателя - работника или группы.

5. Каждый член бригады имеет собственную точку зрения на то, как лучше организовать свою работу и рассчитывает на то, что его предложения будут рассмотрены.

Следующий этап - детальное изучение навыков и возможностей каждого участника бригады.

Для этого бригадир провел мониторинг успеваемости студентов. К счастью, особых проблем с учебой у них не было, а мелкие трудности с различными предметами были решены. Такой мониторинг выявил способности каждого из членов бригады, и на основе этих данных мы распределили обязанности - то, чем будут они заниматься на протяжении всей практики. Такой подход оценки параметров студентов очень эффективен, т.к. каждый получил задачу на основе своих способностей и предпочтений.

Методы исследования практики– это способы достижения какой-либо цели, решения конкретной задачи; совокупность приемов и операций исследования. Они помогают регламентировать процедуру исследования и четко фиксировать изучаемые явления, открывают путь к достижению цели.
    Теоретические методы исследования: анализ, синтез, моделирование, дедукция, индукция, классификация, обобщение и др.

Эмпирические методы исследования: наблюдение (непосредственное и опосредованное); опросные методы - беседа, интервью, анкетирование; сравнение, хронометрирование, математические, статистические методы и др.

Перед нашей бригадой была поставлена следующая задача, целью которой является поиск и разведка нефтегазонасыщенных коллекторов по одному из месторождений Западно-Сибирскойнефтегазоностной провинции (ЗСНГП).

Почти все месторождения с простым геологическим строением являютсяв достаточной степени изученными и находятся на завершающих стадиях разработки. Поэтому возникает необходимость поиска, разведки и разработки месторождений углеводородного сырья со сложнопостроенными коллекторами.

Задачи:

· Изучение особенностей геологического строения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

· Анализ первичной информации и ее ревизия.

· Комплексная интерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС),геолого-технологических исследований (ГТИ)и петрофизических исследований по традиционной методике.

· Создание интерпретационной моделидля сложнопостроенного коллектора.

Объект исследования - фильтрационно-емкостные свойствапород-коллекторов.

Предметы исследования:

· Особенности строения сложнопостроенных коллекторов.

· Анализ информативности существующих методик интерпретации для конкретного объекта.

· Целесообразность использования различных геофизических и геохимических исследований для выявления пород-коллекторов.

· Использование новых методических приемов для решения задач по выделению коллекторов, для оценки параметров ФЕС.

Методы исследования:

· Петрофизические методы исследования скважин.

· Геолого-технологические методы исследования скважин.

· Геофизические методы исследования скважин.

Практическая значимость работы заключается в определении коллекторов нефти и газа в сложнопостроенном разрезе с помощью новейших методов исследования скважин.

Основной этап

После тщательной подготовки у нас начался период практики.

Для ее прохождения нам предоставили следующие материалы:

· LAS-файлы по скважине;

· Результаты люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА) керна и шлама, теория по ЛБА;

· Описание и фото керна, результаты петрофизических исследований;

· Теория по газометрии;

· Таблица для расчета фазового состояния углеводородов в залежи на основеобобщенного параметра углеводородного состава (ОПУС);

· Планшет с результатами интерпретаций по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ);

· Заключение по ГТИ;

· Теория по спектрометрическому каротажу (СГК);

· Теория по ядерно-магнитному резонансу (ЯМР).

Объект нашего исследования – нефтегазоносная скважина – находится на территории ЗСНГП.   

 

Общие сведения о ЗСНГП

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинциярасположена в пределах крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины площадью 3400тыс. км². Она находится на территории Тюменской, Омской Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев России.

Границами рассматриваемой ЗСНГП провинции на западе являются герцинские горные сооружения Урала, по геофизическим данным продолжающиеся под мезокайнозойским чехлом низменности на расстояние 300-400 км к востоку до среднего течения Оби.

В Западно-Сибирской провинции выделяются 15 нефтегазоносных областей. Каждая из них, в свою очередь, включает несколько нефтегазоносных районов.

Нефтегазоносность отложений выявлена в широком стратиграфическом диапазоне, от пород палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего мела.

Всего в Западной Сибири открыто более 1000 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Крупнейшие месторождения — Уренгойское, Бованенковское, Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское и т. д.

Тектоника

На востоке провинция ограничена тектоническими сооружениями Енисейскоrо кряжа и Среднесибирской древней палеозойской платформы, также имеющими свое погребенное продолжение под осадочным чехлом низменности. На юге границей служат Казахская каледонская складчатая страна, древние сооружения Алатау, Салаира и Западных Саян, Алтай и Томь -Колыванские складчатые дуги. Все эти горные системы также погружаются под чехол низменности. Нa севере рассматриваемая провинция погружается. Здесь находятся широтные тектонические сооружения герцинских систем Таймыра, возможно, соединяющиеся с Полярным Уралом. Однако они погружены на глубину 3 - 4 км.

Стратиграфия

Бассейн выполнен терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент.

Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200-600 м).

Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских - 500 м.

Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна до 1000 м на севере.

Верхнемеловые, палеоценовые и эоценовые отложения представлены морскими, в меньшей степени континентальными, глинистыми и песчаниковыми породами мощностью от 800 до 1600 м.

Отложения олигоцена мощностью не свыше 700 м выражены континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5000 м) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

Механический каротаж

Сущность механического метода сводится к регистрации продолжительности проходки скважины - времени, затрачиваемого на бурение одного метра породы.

Продолжительность проходки зависит от крепости горных пород, увеличиваясь с повышением последней, и меняется в достаточно широких пределах:

Величина определяется посредством хронометража времени, затрачиваемого на бурение определенного участка скважины. При хронометраже скорости бурения обязательно фиксируются: скорость вращения инструмента, давление на забое, время смены долота.

Достоинством метода является возможность его применения непосредственно в процессе бурения; исследования обычно проводятся одновременно с газометрическими. Основным недостатком метода является трудность учета технологии бурения.

Уменьшение времени бурения 1 м с 15-20 до 3-5 мин показывает, что в данном интервале находится пласт с хорошими коллекторскими свойствами и дает приблизительное представление о проницаемости и пористости пласта. Механическая скорость 3-5 мин/м в терригенном разрезе соответствует пористости 20-30 % в песчаниках слабосцементированных, а механическая скорость 7-10 мин/м в карбонатном разрезе соответствует пористости 10-12 % в известняках кавернозно-трещиноватых.

Увеличение времени бурения 1 м показывает, что интервал сложен глинистыми либо плотными породами. Данные механического каротажа хорошо коррелируются с диаграммами ПС и ГМ [7, с.10].

 

Фильтрационный каротаж

Каротаж, основан на регистрации на устье скважины поглощения (притока) промывочной жидкости, с целью выделения коллектора и зон аномально высокого пластового давления (АВПД).

Различают две модификации: дебитометрическую, основанную на регистрации разности дебитов промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину и изливающейся из нее, и расходометрическую, основанную на выявлении коллекторов по снижению или повышению уровня промывочной жидкости в приемных емкостях [12, с.550].

 

Газовый каротаж

В поровом пространстве горных пород содержатся в различных количествах углеводородные газы. При разбуривании породы газ поступает в циркулирующую по скважине промывочную жидкость и выносится вместе с ней на поверхность. Там он извлекается из раствора, смешивается с воздухом и поступает на анализ. При этом определяют суммарные газопоказания, приведенные газопоказания и содержание предельных углеводородных газов. Одновременно с геохимическими исследованиями регистрируют продолжительность бурения 1м скважины и расход бурового раствора.

Газовый каротаж применяется для

· оперативного выделения перспективных на нефть и газ участков в разрезе скважины и прогнозной оценки характера их насыщения;

· интервалов притока пластового флюида в скважину или поглощения фильтрата промывочной жидкости в пласт с целью предотвращения аварийных ситуаций;

· измерения параметров режима бурения.

 

Проанализировав данные газового каротажа,мы определили фазовое состояние пластового флюида в залежи по соотношению легких углеводородов (таблица 2).

 

Таблица 2

Обобщенный показатель углеводородного состава

Период	Глубина	С1	С2	С3	ОПУС3	Фазовое состояние нефти в скважине	Фазовое состояние газа в скважине
Ю1
Ю2(1)	4182	42,85	22,85	25,79	0,414	тяжелая	газ попутный жирный
Ю2(2)	4224,4	53,3	20	26,7	0,489	тяжелая	газ попутный жирный
Ю3	4247	53,84	19,23	26,92	0,486	тяжелая	газ попутный жирный
Ю4	4315,6	55,55	18,51	25,92	0,520	тяжелая	газ попутный средней жирности

Комплекс исследований

Кавернометрия - сужение фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным;

Метод БКЗ (боковых каротажных зондирований) - радиальный градиент сопротивлений;

Микрозондирование - приращения на микрозондах (превышение показаний микропотенциал зонда над показаниями микроградиент зонда;

БК - боковой каротаж, использующий зондовые установки с фокусировкой тока;

ИК - индукционный каротаж, позволяющий охватить электрическими исследованиями сухие скважины и скважины, заполненные раствором на нефтяной основе, в которых невозможен электрический каротаж с гальваническим возбуждением поля (КС и БК);

метод ПС - скважинный вариант метода естественного поля в электроразведке;

ГК - гамма-каротаж, самый простой из методов РК, заключающийся в регистрации естественного гамма-излучения горных пород;

ГГК - гамма-гамма-каротаж, имеющий две разновидности, выделяющиеся по решаемым задачам: плотностной (ГГКп) и селективный (ГГКс).

Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основанный на регистрации гамма-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах.

АК - акустический каротаж - измерение скорости распространения и затухания упругих волн в стенках скважины.

 ВИКИЗ - метод основан на измерении относительных фазовых характеристик высокочастотного электромагнитного поля, создаваемого генераторными катушками и принимаемого измерительными антеннами. Достоинством метода высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования является высокое пространственное разрешение, повышающее эффективность исследования маломощных пластов [11, с.3-6].

Также были применены количественные критерии по выделению коллекторов. Выделение коллекторов по количественным критериям основано на использовании количественных параметров, соответствующих границе коллектор – неколлектор.

Коэффициент проницаемости (К_пр) и соответствующие ему для данного типа коллекторов значения коэффициентов пористости (К_п) и различных параметров глинистости (С_гл, К_гл, η_гл)- для продуктивных и водоносных коллекторов.

Коэффициенты фазовой проницаемости по нефти (К_{н_пр}) или газу (К_{г_пр}) и соответствующие им значения коэффициентов нефте- (К_н), газо- (К_г) или водонасыщения (К_в) - для продуктивных коллекторов.

Исследовательская часть

Всем бригадам отправили результаты геофизических исследований в скважине в формате LAS. Этот формат разработан, чтобы сохранять каротажные данные. Полученные материалы мы вывели на планшет в специализированной программе ГеоПоиск (система обработки и интерпретации промысловой геофизической и смежной геологической, петрофизической и сейсмической информации), с целью нахождения пластов коллекторов на основе данных ГИС, а также с целью оценки ФЕС пород-коллекторов.

 Члены нашей бригады были достаточно натренированы в работе с «ГеоПоиском», поэтому в выведение кривых не возникло сложностей.

 

Оценка ФЕС по ЯМР

Во время обучения, мы находили коэффициент пористости и проницаемости, и на основе этих данных определяли насыщенные нефтью или газом пласты. Однако, такой подход выделения коллекторов в данном случае не подходит, и тому есть объяснение. Рассматриваемые нами пласты являются сложнопостроенными коллекторами, следовательно, по насыщению они состоят не только из нефти или газа, и структура порового пространства представляет собой сложную модель.

Традиционные методы ГИС в сложнопостроенных коллекторах не могут выявить эффективную пористость, следовательно их результаты становятся оценочными. В таких случаях необходимо прибегнуть к новейшим разработкам в области изучения скважин. Одним из таких методов является ядерно-магнитный каротаж. За последние годы, четверо ученых, удостоились престижной научной награды - Нобелевской премии только за счет изучения физики ядерно-магнитного резонанса, что делает данный метод каротажа скважин особо актуальным.

 

Физические основы ЯМР

Магнитный резонанс основан на реакции атомных ядер на действие магнитных полей. Многие ядра обладают результирующим магнитным моментом, а также вращательным моментом или спином. В присутствии внешнего магнитного поля ядра прецессируют вокруг вектора направления поля точно так же, как гироскоп прецессирует вокруг гравитационного поля Земли. При взаимодействии этих вращающихся магнитных ядер с внешним полем могут возникать измеряемые сигналы.

 

Прецессирующие протоны

ЯМР-измерения могут производиться на любом ядре, имеющем нечетное количество протонов или нейтронов или и тех и других, как например, ядро водорода (¹H), углерода (¹³С) и натрия (²³Na).

В большинстве ядер, находящихся в земных породах, ядерный магнитный сигнал, вызванный внешним магнитным полем, слишком слаб, чтобы его можно зарегистрировать с помощью скважинного прибора. Однако водород, имеющий только один протон и ни одного нейтрона, в изобилии встречающийся в воде и углеводородах, имеет сравнительно большой магнитный момент и создает достаточно сильный сигнал. По имеющимся данным, на настоящий момент, почти все исследования в области каротажа визуализации ядерно-магнитного резонанса и изучения пород с помощью ЯМР основаны на реакции ядра атома водорода.

Для прямого выявления углеводородов было бы интересно настраиваться на регистрацию содержания ядер углерода С. Однако у ядра наиболее распространенного изотопа углерода ¹²С магнитный момент отсутствует и эффект ЯМР не формируется, а изотоп ¹³С имеет низкую распространенность в естественной смеси (1,1 %) и на его основе трудно получить надежный эффект ЯМР при каротаже.

Настроив используемый при ЯМР каротажный зонд на частоту магнитного резонанса водорода, можно максимально усилить и измерить данный сигнал. Измерение направлено на определение величины амплитуды сигнала и его затухания. Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водорода и калибруется таким образом, чтобы определить значения пористости независимо от литологии. Однако наибольший интерес вызывает величина затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла измерений, называемая временем релаксации.

В процессе проведения опытных исследований ядерного магнитного резонанса можно измерить два времени релаксации и их распределения. С помощью лабораторного инструмента обычно измеряется продольное время релаксации Т1 и распределение Т2, в то время как с помощью каротажных зондов производятся замеры, в основном, поперечного времени релаксации Т2.

Измерения ЯМР включают в себя ряд последовательных воздействий на протоны водорода, содержащихся в молекулах порового флюида.

Процедура измерения начинается с ориентирования протонов, после чего следуют отклонение спинов, прецессия, расфазировка и рефокусировка. Поперечная и продольная релаксации определяют продолжительность процедуры измерения.

Только после завершения этих последовательных операций, — на что уходит несколько секунд, — измерения можно повторять.

Петрофизические основы ЯМР

Основными измеряемыми информативными характеристиками являются релаксационная кривая, отражающая затухание намагниченности порового флюида в породе по времени поперечной релаксации Т2 и амплитуда сигнала, соответствующая времени начала измерения релаксационной кривой.

Амплитуда сигнала, отражающая число резонирующих ядер, пропорциональна объемному водородосодержанию. При этом во всех модификациях ЯМК в сильном магнитном поле к моменту начала измерения релаксация протонов водорода, входящего в состав твердой фазы породы, уже завершается, и они не вносят вклад в сигнал. Поэтому ЯМК характеризует водородосодержание только флюида (фильтрата, воды, нефти, газа) в пустотном пространстве породы, которое по данным калибровки пересчитывается в коэффициент пористости по ЯМК.

Отсюда вытекает важное для практики следствие - величина полной пористости по ЯМК не зависит от литологии пород.

Затухание определяется тремя параллельно проходящими процессами релаксации: поверхностной релаксации, диффузионной и объемной, каждая из которых контролируется комплексом петрофизических характеристик [1].

 

Поверхностная релаксация

Поверхностная релаксация возникает за счет эффектов взаимодействия протонов с поверхностью зерен и контролируется распределением пористости по размерам пор, формой пор и релаксационной активностью поверхности. Прецессирующие протоны движутся по поровому пространству, соударяясь с другими протонами и с поверхностями зерен породы. Всякий раз, когда протон сталкивается с поверхностью зерна, появляется вероятность его релаксационного взаимодействия. Вызванная поверхностью зерен релаксация является наиболее важным процессом, влияющим на времена Т1 и Т2. Исследования показали, что при высокой степени вероятности столкновения с поверхностью зерен — в случае небольших пор — релаксация происходит быстро, а когда вероятность столкновения с поверхностью зерен низка, т. е. в больших порах— релаксация совершается медленнее.

 

Диффузионная релаксация

Это вид релаксации проявляется в неоднородном магнитном поле, где молекулярное движение вызывает расфазировку протонов. Она возникает, в частности, при использовании средств измерений, формирующих неоднородное магнитное поле. В последнем случае диффузионная релаксация может контролироваться выбором методики измерений: можно либо уменьшить ее вклад до уровня, которым можно пренебречь, либо, наоборот – максимально увеличить эффект с определением принципиально нового для практики ГИС петрофизического параметра – коэффициента диффузии порового флюида.

 

Объемная релаксация

Объемная релаксация определяется собственно свойствами флюида, насыщающего поровое пространство и по-разному проявляется для различных типов (углеводороды и вода), состава, вязкости (увеличение вязкости уменьшает время релаксации) флюидов. Эффект объемной релаксации слабее поверхностной и становится заметным, когда взаимодействие протонов с поверхностью ограничено, например, при лабораторных ЯМР исследованиях пластовых флюидов, в кавернозных карбонатах, для углеводородов в гидрофильных коллекторах (протоны УВ не контактируют с поверхностью пор).

Таким образом, эффект ЯМР чувствителен к практически важным петрофизическим характеристикам, таким как емкость (распределение пористости по размерам пор и на этой основе – различные типы пористости), фильтрация (через распределение пористости по размерам пор), насыщенность и состав флюидов (на основе коэффициента диффузии). Основным негативным фактором является влияние магнитных минералов.

Наилучшие возможности ЯМР имеет для определения характеристик емкости, поскольку эффекты поверхностной релаксации при изучении горных пород являются основными в формировании релаксационной кривой, а амплитуда характеризует водородосодержание флюида. Самостоятельное значение имеет оценка флюидонасыщенности, но она более сложна, поскольку требует выделения достаточно слабых эффектов диффузионной релаксации на фоне поверхностной, и реализуется при применении специальных средств и методик измерения. [4, с.66-97].

Хотя и очень сложно настроить аппаратуру на разрез, требуются определенные аппаратные настройки, и интерпретацией данных ЯМК владеют всего несколько человек по всей России, в пластах скважины X были проведены подобного рода исследования. Результатом таких действий стал колоссальный объем информации, которую нам предоставили для ознакомления и нахождения различных видов пористости, коэффициента нефтегазонасыщенности и коэффициента водо-насыщенности.

 

Проницаемость по ЯМК

Для оценки проницаемости по данным ЯМК мы использовали модель проницаемости Коатеса. В использованной нами форме, проницаемость выражена как:

(6)

Коэффициент C, является переменной, зависящей от специфических условий отложений, и может различаться в зависимости от района. Для скважины С = 10,0[4, с.66-97].                              

 

Заключение

В ходе практики нами были расширены и закреплены теоретические знания, были сформированы практические навыки, полученные при изучении курса общей и нефтегазопромысловой геологии.

Был произведен поиск и разведка углеводородов в пластах со сложнопостроенным коллектором на примере одного из месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Были изучены особенности Западно-Сибирской НГП, проанализированы первичные данные (промысловая и геолого-геофизическая информация) и проведена их обработка.

Также были вычислены фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов на основе стандартных методик интерпретации данных ГИС и оценена информативность традиционных методов изучения скважин.

Была проведена апробация ЯМР на фактическом материале.

В результате прохождения практики сформированы общекультурные, общепрофессиональные и профессиональные компетенции:

· способность к коммуникации в устной и письменной формах на русском и иностранном языках для решения задач межличностного и межкультурного взаимодействия (ОК-4);

· способность работать в коллективе, толерантно воспринимая социальные, этнические, конфессиональные и культурные различия (ОК-5);

· способность к самоорганизации и самообразованию (ОК-7);

· способность осуществлять поиск, хранение, обработку и анализ информации из различных источников и баз данных, представлять ее в требуемом формате с использованием информационных, компьютерных и сетевых технологий (ОПК-1);

· владение основными методами, способами и средствами получения, хранения, переработки информации, работать с компьютером как средством управления информацией (ОПК-4);

· способность составлять и оформлять научно-техническую и служебную документацию (ОПК-5);

· способность решать стандартные задачи профессиональной деятельности на основе информационной и библиографической культуры с применением информационно-коммуникационных технологий и с учетом основных требований информационной безопасности (ОПК-6);

· способность применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику (ПК-1).

Список использованной литературы

1. Аксельрод, С.М., Неретин, В.Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике: учеб. пособие / С.М. Аксельрод, В.Д. Неретин. – Текст. – М.: Недра, 1990.

2. Баранова, Т.Э., Ильина, А.А., Флоровская, В.Н. Руководство по методике люминесцентно-битуминологических исследований [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Т.Э. Баранова, А.А. Ильина, В.Н. Флоровская. – Электрон. текстовые дан. - М.: Недра, 1966. – Режим доступа: http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-rukovodstvo-po-metodike-lyuminescentno-bituminologicheskih-issledovaniy.pdf, свободный.

3. Гумерова, Н.В. Историческая геология: учебное пособие [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Н.В. Гумерова. – Электрон. текстовые дан. - Томск.: Изд-во Томского политехнического ун-та, 2010. – Режим доступа: http://portal.tpu.ru/files/departments/publish/IPR_Gumerova_geologia.pdf, свободный.

4. Джордж Р. Коатес, Ли ЧиХиао, Манфред Д. Праммер. Каротаж ЯМР. Принципы и применение [Электронный ресурс]: учеб. пособие – Текст. – Хьюстон.:HalliburtonEnergyServices, 1999. – Режим доступа: http://www.halliburton.com/public/lp/contents/Books_and_Catalogs/web/NMR-Red-Book-Russian.pdf, свободный.

5. Иванов, М.К., Бурлин, Ю.К., Калмыков, Г.А. Петрофизические методы исследования кернового материала. (Терригенные отложения) [Электронный ресурс]: учеб. пособие / М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков. – Электрон. текстовые дан. - М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008. – Режим доступа: http://oilmsu.ru/All_images/book/book_1.pdf, свободный.

6. Короновский, Н. В., Хаин, В. Е., Ясаманов, Н. А. Историческая геология [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Н.В. Короновский, В.Е. Хаин, Н.А. Ясаманов. – Электрон. текстовые дан. - М.: Академия, 2006. – Режим

доступа: http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-koronovskyetal2008.pdf,

свободный.

7. Лукьянов, В.Г., Комащенко, В.И., Шмурыгин, В.А. Взрывные работы: учебник для вузов [Электронный ресурс]: учеб. пособие / В.Г. Лукьянов, В.И. Комащенко, В.А. Шмурыгин. – Электрон. текстовые дан. - Томск: Изд-во Томского политехнического унт-та, 2008. – Режим доступа: http://portal.tpu.ru/files/personal/lukyanov-posobie1.pdf, свободный.

8. Неронов, Ю.И. Новые технологии – нефтегазовому региону [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Ю. И. Неронов. – Электрон. текстовые дан. - Тюмень:ТюмГНГУ, 2015. – Режим доступа: https://www.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2015/08/Tom-11.pdf, свободный.

9. Новоселов, О.А. Новые технологии – нефтегазовому региону [Электронный ресурс]: учеб. пособие / О. А. Новоселов. – Электрон. текстовые дан. - Тюмень:ТюмГНГУ, 2015. – Режим доступа: https://www.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2015/08/Tom-11.pdf, свободный.

10. Паршина, Л.М. Определение коэффициента пористости (Кп) по данным акустического каротажа [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Л.М. Паршина. – Электрон. текстовые дан. - Ухта: УГТУ, 2013. – Режим доступа: http://lib.ugtu.net/sites/default/files/books/2013/parshina_l.m._opredelenie_koefficienta_poristosti_kp_po_dannym_akusticheskogo_karotazha_2013.pdf, свободный.

11. Сковородников, И.Г. Геофизические исследования скважин: Курс лекций [Электронный ресурс]: учеб. пособие / И.Г. Сковородников. – Электрон. текстовые дан. - Екатеринбург: УГГГА, 2003. – Режим доступа: http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-geofizicheskie-issledovaniya-skvazhin_0.pdf, свободный.

12. Трубецкой, К.Н. Горное дело: Терминологический словарь [Электронный ресурс]: учеб. пособие / К.Н. Трубецкой. – Электрон. текстовые дан. - М.: Горная книга, 2016. – Режим доступа: GoogleBooks, свободный.

13. Школьник, Ю.К. Динозавры. Ящеры мезозойской эры [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Ю.К. Школьник. – Электрон. текстовые дан. - М.:Эксмо, 1966. – Режим доступа: GoogleBooks, свободный.

13. Образовательный стандарт высшего образования российского университета дружбы народов по направлению подготовки 23.03.01 нефтегазовое дело. Квалификация (степень) бакалавр. Утвержден приказом ректора от «20» февраля 2016 г. № 77. – Режим доступа: file:///C:/Users/Student/Desktop/безымянный.pdf, свободный.

 

Приложения

 

Приложение 1. Пласты Ю-1-Ю-4. Выделения коллекторов на основе качественных и количественных признаков. Определение ФЕС

Приложение 2. Пласт Ю-1.Выделения коллекторов на основе качественных признаков. Определение параметров ФЕС по традиционной методике

Приложение 3. Пласт Ю-1. Выделение коллекторов на основе количественных критериев. Определение параметров ФЕС по ЯМР

Приложение 4. Пласт Ю-2. Выделения коллекторов на основе качественных признаков. Определение параметров ФЕС по традиционной методике

Приложение 5. Пласт Ю-2. Выделение коллекторов на основе количественных критериев. О<