Использование методов акустического каротажа при исследовании обсаженных скважин

 

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение

высшего  профессионального  образования

 « Пермский  государственный национальный исследовательский  университет»

 

 

 

 

 

 

 

Кафедра геофизики

 

 

 

 

Использование методов акустического каротажа при исследовании обсаженных скважин.

 

(Курсовая работа)

 

 

 

 

 

 

Исполнитель:

студент 4 курса

Агеев Андрей Александрович

 

Руководитель: д. г.- м. н.

 Губина Августа Ивановна

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пермь 2013

                                             Оглавление                                                                Введение………………………………………………………………………...4

1. Геолого – геофизическая  характеристика Сибирского

    месторождения нефти……………………………………………………....6

    1.1 Общие  сведения  о месторождении…………………………………....6

    1.2  Литология и стратиграфия………………………………………….......7

    1.3 Тектоника…………………………………………………………..…….12

    1.4 Нефтегазоносность…………………………………………………........13

    1.5 Физические свойства продуктивных отложений……………………...17

2. Физические основы акустического каротажа в обсаженных скважинах..18

    2.1. Теория АК ……………………………………………………………... 18

    2.2. Приборы акустического каротажа………………………………..…....23

    2.3. Примеры интерпретации методов АК………………………………...30

    2.4. Комплексная  интерпретация методов АК - ГГК - ЭМСТД…………..34

    2.5  Метрология…………………………..…………………………………..37

3. Техника безопасности и охрана  окружающей среды……………………..38

   3.1. Требования  по безопасному ведению геофизических работ

 в нефтяных скважинах…………………..………………………….......38

    3.2. Инструктаж по технике безопасности…………………………………40

    3.3. Охрана окружающей  среды…………………………………….……...41

Заключение……………………………………………………………….43

Литература………………………………………………………………..44

 

                               

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Условные обозначения

 

АК – акустический каротаж;

АКПЗ – акустический каротаж  по приточным зонам;

ГГДТ – гамма-гамма дефектоскопия  толщинометрия

ГК – гамма каротаж;

ГИС – геофизические исследования скважин;

ПВП – полный волновой пакет;

САТ – акустический телевизор;

Кд – коэффициент доломитизации;

Ке – коэффициент приточности;

Кп – коэффициент пористости;

К пр – коэффициент проницаемости;

DТ – интервальное время;

А – амплитуда волны;

Аlpha – затухание волны;

Е – энергия волнового сигнала.

ЭМДСТ –  электромагнитная дефектоскопия  толщинометрия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Современная  разработка  месторождений углеводородов – сложный процесс, основанный на взаимодействии таких сложных систем, как пласт, скважины, подземное и наземное оборудование. Управление  этим процессом возможно только на базе информационных и компьютерных технологий, включающих в себя учет и обобщение всех имеющихся данных. Особая роль здесь принадлежит данным, получаемым в ходе контроля разработки месторождений с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований скважин, отражающих  динамические изменения в пласте в ходе добычи.

В работе  рассмотрены  теоретические и практические аспекты  такого комплексного  изучения объектов  эксплуатации на основе современных методов интерпретации и анализа совокупной геолого-промысловой, геофизической и гидродинамической информации.

Цель геофизического и гидродинамического контроля – получение информации о состоянии продуктивных пластов и изменениях, происходящих в них в процессе  разработки залежи, для оптимального регулирования темпа отбора флюидов, обеспечивающего максимальное извлечение нефти и газа  из недр.

При этом  методами  решаются следующие задачи разработки  месторождений нефти. Задачи общего характера: определение начального положения и наблюдение за перемещением водонефтяного контакта в процессе вытеснения нефти из пласта; наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту. Детальные исследования: уточнение геологического строения месторождения; оценка коэффициентов текущей и конечной нефтенасыщенности и нефтеотдачи пластов; изучение эксплуатационных характеристик пластов (выделение интервалов притока и приемистости, определение работающих мощностей); контроль за процессами интенсификации притока и приемистости пластов. Изучение состояния скважин: определение мест притока и поглощения жидкости в скважине за счет негерметичности обсадных колонн и зон затрубной циркуляции флюидов; определение состава и уровня жидкости в скважине и межтрубном пространстве, определение пластовых давлений, проницаемости и продуктивности пластов.

Для решения перечисленных  задач используется широкий комплекс геофизических и гидродинамических методов, включающий методы исследования скважин, вышедших из бурения, и методы, специально разработанные для исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин.

1. Геолого-геофизическая  характеристика Сибирского месторождения нефти.

 

1. Общие сведения о месторождении

Сибирское месторождение  нефти в административном отношении расположено в Усольском районе Пермской области юго-восточнее города Березники, в 145 км севернее областного центра, на территории юго-восточной части Верхнекамского месторождения калийных солей.

Основными путями сообщения  являются электрифицированная железная дорога Пермь-Березники-Соликамск, тракт Пермь-Кунгур-Чусовой-Губаха-Кизел-Александровск-Березники-Соликамск. С вводом в эксплуатацию в 1996 году автодорожного моста через реку Чусовую открыто прямое автомобильное сообщение города Березники с областным центром. На остальной части территории имеется лишь сеть грунтовых дорог, проезжих только в сухую погоду.

По морфологическим  особенностям территория месторождения представляет собой слабо всхолмленную равнину, прорезанную на юго-западе реки Яйва. Равнина слабо наклонена к западу. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +170 м до +241 м.

Речная сеть представлена рекой Яйва с ее притоками: Большая  Уньва, Малая Уньва, Уньва, Большая Песьянка, Песьянка, а также многочисленными ручьями. Реки замерзают в начале ноября, вскрываются во второй половине апреля. Толщина льда в конце марта достигает 70-100 см. Весеннее половодье длится около одного месяца, уровень воды повышается на 1-3 м, межень с июня по сентябрь.

Большая часть территории покрыта  лесом хвойных и лиственных пород  с кустарником. Пойменные участки рек заболочены.

Климат района континентальный  с продолжительной холодной зимой  и теплым, но сравнительно коротким летом, поздними весенними и ранними осенними заморозками. Среднегодовая температура воздуха составляет -9°С, среднемесячная в июле +17,4°С, в январе -16°С. Продолжительность безморозного периода в среднем 112 дней. Годовое количество осадков составляет 829 мм. Максимум осадков за месяц наблюдается в ноябре – 88 мм, минимум в апреле – 51 мм. Преобладающее направление ветров – южное. Максимальная толщина снежного покрова в поле достигает 80 см, глубина промерзания грунта от 55 до 137 см.

Месторождение расположено в перспективном нефтегазоносном районе Пермской области, в котором в настоящее время открыто 31 месторождение.

Сибирское нефтяное месторождение  входит в систему Полазненского нефтяного района ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Экономика района базируется на добыче и переработке нефти, газа и калийных солей, развита также химическая промышленность, титаномагниевое производство, лесоразработки, целлюлозно-бумажная промышленность. Сельское хозяйство имеет ограниченное развитие.

Кроме калийных солей, каменного  угля и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн рек Вишера и Яйва). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения.

Геологическое строение Сибирского месторождения изучено геологическими исследованиями, геофизическими методами разведки, бурением солеразведочных скважин, а также глубоким параметрическим, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением.

Месторождение открыто в результате поисково-разведочных  работ, проводимых Березниковским УРБ на Сибирской площади, и включает два поднятия: Сибирское и Родыгинское.

Промышленная  нефтеносность установлена в  башкирских (пл. Бш), серпуховских (пл. Срп), бобриковских (пл. Бб₁, Бб₂, Бб₃, Бб₄) и турнейско-фаменских (пл. Т-Фм) отложениях. На месторождении выявлены залежи нефти, приуроченные к пластам Бш и Срп, к бобриковским пластам, и две залежи в пределах пласта Т-Фм (на Сибирском и Родыгинском поднятиях).

 

2. Литология и стратиграфия

 

Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза приводится согласно «Унифицированных стратиграфических  схем по PZ Русской платформы» (1990 г.) и Постановления Бюро МСК от 08.04.05 по Пермской системе.

Девонская  система D

Девонские отложения  несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены двумя отделами: средним (эйфельский и живетский ярусы) и верхним (франский и фаменский ярусы).

Средний  девон D ₂

Эйфельский  ярус D ₂ ef

Эйфельские  отложения представлены алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов. Алевролиты и песчаники пестроокрашенные, кварцевые, неравномерно глинистые. Вскрытая мощность отложений составила     15 м.

Живетский  ярус D ₂  zh

Отложения живетского яруса – алевролиты, песчаники  и аргиллиты. Алевролиты светло-серые, неравномерно глинистые, участками ожелезненные. Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, кварцевые. Аргиллиты зеленовато-серые, иногда переходящие в песчаник глинистый. Мощность отложений живетского яруса составила 15 м.

Верхний девон D ₃

Франский  ярус D ₃ f

Нижнефранский  подъярус D ₃ f¹

Нижнефранский подъярус включает  терригенные отложения  пашийского и тиманского  возраста. В кровле отложений известняк серый, темно-серый, крепкий с прослоями аргиллита.

Мощность  нижнефранских отложений составляет 9 м.

 

 

Среднефранский  подъярус D ₃ f ²

Среднефранский  подъярус включает саргаевский и доманиковый горизонты. Разрез сложен темно-серыми известняками с коричневатым оттенком, неравномерно битуминозными. Мощность отложений – 11м.

Верхнефранский подъярус D ₃ f ³

Верхнефранские отложения  представлены известняками серыми и  темно-серыми с коричневатым оттенком, микро-тонкозернистыми с детритом, прослоями водорослевыми, вторично-комковатыми, детритово-сгустковыми.

Мошность верхнефранских отложений достигает 204 м.

Фаменский ярус D ₃ fm

Фаменский ярус сложен рифогенными известняками от темно-серых до светло-серых тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, участками окремнелыми.

Отмечается неравномерная  пористость, местами кавернозность. По порам и кавернам распространены выпоты нефти. Массивная текстура известняков нарушена микротрещиноватостью. Вертикальные горизонтальные и разнонаправленные микротрещины выполнены в основном кальцитом, реже глиной.

К верхней  части фаменского яруса приурочена промышленная нефтеносность.

Мощность  фаменских отложений изменяется от 169 м до 217 м.

Каменноугольная система C

Каменноугольная система представляет собой три отдела: нижний, средний и верхний.

Нижнекаменноугольная  система С ₁

В составе  нижнего отдела выделяются турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский  ярус С ₁ t

Разрез турнейского  яруса сложен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, пористыми, кавернозными, плотными, крепкими, в разной степени глинистыми, битуминозными.

В верхней  части разреза известняки глинистые, встречаются прослои почти черных аргиллитов, реже алевролитов, что указывает на формирование пород в условиях мелководного шельфа на значительном удалении от источников терригенного материала. К отложениям турнейского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Мощность отложений изменяется от 3 до 20 м.

 

Визейский  ярус С ₁ v