Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность и гидрогеологическая характеристика Сосновского месторождения. Методы промыслово-геофизических исследований. Физические основы определения и расчеты коэффициентов пористости, глинистости и нефтенасыщенности.
Аннотация к работе
Сосновское месторождение входит в состав Речицко-Вишанской тектонической зоны поднятий северо-восточной части Припятского прогиба. Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами: - водоносный комплекс мезо-кайнозойских и пермских отложений; Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов: - водоносный комплекс межсолевых отложений; Водоносный комплекс мезо-кайнозойских отложений объединяет антропогеновые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые, пермские отложения. На Сосновской площади этот комплекс не опробовался.В скважинах, бурящихся на нефть и газ на Сосновском месторождении принят комплекс промыслово-геофизических исследований, позволяющий производить литолого-стратиграфическое расчленение разреза, выделять породы-коллекторы, а также определять характер их насыщения [1]. Для литолого-стратиграфического расчленения разреза скважин применяется комплекс промыслово-геофизических исследований масштаба 1:500, включающий в себя радиоактивный каротаж (ГК НГК), боковой каротаж, кавернометрию, акустический каротаж, индукционный каротаж и др. По отложениям перспективным в нефтегазоносном отношении выполняются детальные исследования масштаба 1:200, включающие в себя радиоактивные методы: РК (ГК НГК), ГГК (плотностной), ННК (по надтепловым нейтронам), ИННК; акустический каротаж с получением кривой интервального времени ?Т, а также электрические методы (ПС, КС, боковой и индукционный каротажи, микробоковой каротаж и БКЗ). Другим методом, дающим хорошие результаты на Сосновском месторождении является метод ИНГЕФ. Для выделения пород-коллекторов Сосновском месторождения используется комплексирование различных методов (НГК - АК; ГГК - АК и др.), что позволяет определять общую пористость, а вводя поправку за глинистость пород (используя метод ГК), можно определить и открытую пористость [4].Определение коэффициента пористости коллекторов нефти, газа и погребенных вод физическими методами основывается на различии физических свойств среды, заполняющей поровое пространство, и твердой фазы коллектора [3]. Физически обоснованием применения метода сопротивления для определения коэффициента пористости коллекторов является существенное различие между электрически удельным сопротивлением породообразующих минералов rck , создающих скелетную компоненту твердой фазы осадочных пород, и вод rв , заполняющих поровое пространство. Если в поровом пространстве породы отсутствуют углеводороды и ее твердая часть не содержит набухающую пластичную составляющую, электрическое удельное сопротивление глин rгл , которой незначительно отличается от rв(rгл<rв) , а также не содержит в существенном количестве некоторые сопутствующие проводящие минералы (пирит, графит, магнетит и др.), метод сопротивлений позволяет надежно и с высокой степенью точности определить величину открытой пористости, особенно при известной структуре коллектора. По методу сопротивления наиболее точно величину Кп устанавливают в следующих случаях: 1) в чистых неглинистых водоносных коллекторах известной структуры, в которые присутствие проводящих минералов изменяет величину удельных электрических сопротивлений коллектора, насыщенного пластовыми водами, rвп, зоны проникновения фильтрата rзп , зоны промытой фильтратом, rпп не более чем на 10 %; Для определения коэффициента пористости Кп пород используют модификации стационарных нейтронных методов: нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ННМ-Т).Регистрируемые этими методами параметры 1 нгм и 1 ннм-т при заданных мощностях источника, размере зонда и технических параметрах скважины в основном зависят от содержания водорода в среде, окружающей прибор.Имеются коллекторы с преобладанием кавернозной и межзерновой емкости. Коллекторы, с преобладанием межзерновой пористости, характеризуются совпадением значений пористости, полученных по данным методов сопротивления, НГК и АК. На кривых АК по затуханию упругих волн в карбонатных коллекторах с межзерновой пористостью обычно наблюдаются высокие значения амплитуд. В случае водонасыщенности коллекторов такого типа наблюдается хорошая нормализуемость диаграмм БК, АК и НГК. По каждой скважине для достоверно установленных пластов неколлекторов находились значения Кгл и сопоставлялись с соответствующими им показаниями кривой гамма-каротажа (Jg).Сосновское месторождение приурочено к одноименной структуре Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба. В осадочном чехле Сосновской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по степени и характеру дислокации выделяются три структурных этажа: нижний, верхний, средний. По поверхности продуктивных межсолевых отложений Сосновская структура представляет собой четко выраженную полуантиклиналь, вытянутую вдоль южного опущенного крыла Речицкого регионального разлома и ограниченную с севера зоной отсутствия межсолевых отложений. Нефтяные залежи Сосновского месторождения приурочены к отложениям петриковского, задонског
План
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСИТКА РАЙОНА РАБОТ