Информативность геофизических параметров при оценке запасов углеводородов месторождения Достон - Дипломная работа

Дипломная работа посвящена изучению информативности геофизических параметров при оценке запасов углеводородов месторождения Достон Работа выполнена на кафедре ГИС филиала РГУ нефти и газа им. Для анализа и обработки использовались материалы ГИС по скважинам №1, 2, 3, 4, 5 месторождения Достон, в которых прослеживаются один продуктивных (XV) горизонт и был проведен наиболее полный комплекс ГИС. Дипломная работа состоит из следующих разделов: геологического, специального, экономического и раздела по безопасности и экологичности.Месторождение Достон в административном отношении расположено в Бахористанском районе Кашкадарьинской области Республики Узбекистан, в тектоническом на юго-востоке Испанлы-Чандырского поднятия, Чарджоуской тектонической ступени Амударьинской синеклизы. На площади Достон породы складчатого основания скважинами не вскрыты, они вскрыты скважинами на месторождениях Бештепе, Матонат, Дивалкак, Сарыкум и сложены темно-зелеными метаморфизованными сланцами и серыми, темно-серыми полимиктовыми песчаниками с прослоями метаморфизованного аргиллита Второй ярус в подошвенной части состоит из аргиллитов, в кровельной из песчаников с прослоями глин и алевролитов выделяемых как XVII горизонт. На площади Достон вскрытие XVI, XV-а и XV горизонтов проектом не предусмотрено, поэтому описание этих горизонтов приводится по данным скважины №6 Зекры. Скважиной №6 Зекры вскрыта 36м часть разреза XVI горизонта представленная известняками темно-серого и серого цветов, крепкими, глинистыми, битуминозными, местами трещиноватыми, органогенно-детритовыми, обломочными, иногда с пелитоморфными глинистыми разностями.Для получения информации по вышеуказанным параметрам будут использованы результаты исследования керна и результаты качественной и количественной обработки материалов комплекса методов ГИС, которые были проведены на месторождении Достон при проводке пяти скважин. Скважинные исследования по поисково-разведочным скважинам №№1-5 месторождения Достон. в масштабе глубин 1:500 проводились по всему стволу скважин для решения геологических и геолого-технических задач. Исследования в масштабе глубин 1:200 были использованы для стратиграфического и литологического расчленения разрезов продуктивных отложений, оценки глинистости пород, определения глинистости пород, оценки основных подсчетных параметров коллекторов: коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, эффективных мощностей, а также характера флюидо-насыщения. Промыслово-геофизические исследования в врехнеюрских продуктивных отложениях проводились в скважинах, заполненных глинистым буровым раствором со следующими параметрами: удельными сопротивлениями 0,3-0,05омм; удельным весом 1,07-1,28 г/см3; вязкостью 38-50 сек; водоотдачей 6-9 см3/30 мин (текст.прил.6).Регистрация кривых ГИС проводилась эталонированной и стандартизированной аппаратурой согласно «Технической инструкции», а также инструкциям по эксплуатации каждого типа аппаратуры.Программой работ в глубоких параметрических, поисковых и разведочных скважинах предусмотрен следующий комплекс ГИС: - в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины: стандартный электрический каротаж, ПС, ДС, ГК, профилеметрия, цементометрия, инклинометрия, термометрия; в масштабе глубин 1:200 в интервалах залегания целевых горизонтов: стандартный каротаж, ПС, ДС, БК, ИК, ГК, НГК, АК, МКЗ, БМК, БКЗ.По техническим причинам не выполнены следующие замеры:-МКЗ в скважинах №№1-5;БМК в скважинах №№ 1,2,3,5.Сведения о выполненных комплексах ГИС приведены в таблице 2.1.По минеральному составу породы продуктивных горизонтов в основном сложены кальцитом (до 90-93%), ангидрит и нерастворимая терригенная примесь составляет не более 5-7%, а содержание доломита не превышает 5% (см рис 2.1.) По структуре порового пространства коллекторы каверново-порового типа. По минеральному составу породы продуктивных горизонтов в основном сложены кальцитом (до 97-99%), ангидрит и нерастворимая терригенная примесь составляет не более 1-0,7%, а содержание доломита не превышает 1,5% (см рис 2.2.2.) Для установления нижней границы коллекторов по коэффициенту от открытой пористости кп используем графоаналитический метод основанный на построении интегральной функции распределения значений данного параметра по интервалам относимым к коллекторам и неколлекторам [31]. На рис 4.3. приведена зависимость кпр=f(кп) выявленная для карбонатных пород XV-НР горизонта Эмпирическая связь кпр=f(кп) для коллекторов описывается уравнением кпр=0,0023kn2,86п с коэффициентом корреляции r=0,61. По результатам испытания скважин на приток промышленная нефть получена в основном в продуктивном XV-P горизонте и частично в нижней части XV-НР горизонта, однако эти интервалы керном представлены в крайне в недостаточном объеме, поэтому установленные граничные значения коллекторов для нефтенасыщенных интервалов продуктивной части требуют дальнейшей корректировки с учетом данных ГИС.Материалы геофизических исследований скважин (ГИС) с учетом данных 3D-сейсморазведки и результатов гидродинам