ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 06 Июня 2012 в 23:41, курсовая работа

Описание работы

ГИС, по Русскому месторождению.

Скачать архив (8.04 Мб) Сколько стоит заказать работу?
Файлы: 1 файл

ГИС.docx

— 8.32 Мб (Скачать файл)

 

     Продолжение таблицы 2.18

        Миллиграмм  на 1 литр  
№№ Интервал     Миллиграмм - эквивалент Тип
скв. испы- Пласт РН % - эквивалент вод
  тания,     Ca++ Mg++ Na++K+ К NH4+ Cl Br J SO4-- CO3-- HCO3- NO2 SiO2 HBO2 сухой мине- удель- нафт. F  
  м                                 остаток рали- ный к-ты    
                                      зация вес      
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 23 24 25
12 2259-2274 БТ4 9.50 341.00 1.20 1548.00 - 6.00 2823.00 12.00 6.80 58. 0 84.00 24.00 н/о   31.00   4879 1.002 н/о   хл/кальц.
26 2585-2597 БТ13 8.20 359.00 7.00 2231.00 41.00 11.00 3971.00 17.06 5.82 н/о 12.00 244.00 н/о   3.51   6865 1.004 0.76   хл/кальц.
40 2304-2479 БТ 7.80 745.00 н/о 2778.00 32.00 10.00 5601.00 29.16 10.83 н/о не обн. 49.00 н/о       9206 1.006     хл/кальц.
150 2156-2164 БТ1 8.35 130.00 3.00 1201.00 31.00 10.00 1560.00 3.78 н/о 16.0 24.00 586.00           1.001 0.36   хл/кальц.
В о д ы  с е  н о м а н с к и х о т л о ж е н и й
1 1133- ПК14 8.50 202.40 56.30 4675.90   21.00 7582.68 33.14 11.67 н/о н/о 256.20 н/о н/о н/о   12850   не опр.   хл/кальц.
  1129.7      10.10 4.63 203.30     213.83         4.20                  
        2.31 1.06 46.63     49.05         0.95                  
2 905-1086.5 ПК14 7.80 136.47 34.90 3259.00   27.00 5176.00 23.67 7.68 18.0 12.00 280.60 н/о 6.00 23.67 8836 8916.97 1.006     хл/кальц.
        6.81 2.87 141.69     146.00     0.37 0.40 4.60                  
        2.25 0.95 46.80     48.23     0.12 0.13 1.52                  
6 900-910 ПК22 7.90 335.00 44.00 3750.00   7.00 6383.00 29.00 5.00 н/о   232.00 н/о 7.00 31.00 10688 10759 - не опр. 0.80 хл/кальц.
        16.70 3.60 163.00     180.00         3.80                  
        6.00 0.80 43.00     49.00         1.00                  
8 989-996 ПК11 7.50 157.71 44.02 4251.78   20.00 6877.79 26.90 11.96 н/о н/о 146.40 н/о 5.50 25.00 11504 11477 1.007 1.56 0.56 хл/кальц.
        7.87 3.62 184.86     193.95         2.40                  
        2.00 0.92 47.08     49.39         0.61                  
11 895-904 ПК31 8.70 151.30 62.00 4299.85   10.00 6878.00 27.44 10.25 н/о н/о 341.60 н/о 16.00 20.71 11648 11732 1.007 0.58 1.32 хл/кальц.
        7.55 5.10 186.95     194.00         5.60                  
        1.90 1.28 46.82     48.60         1.40                  

    Продолжение таблицы 2.18

        Миллиграмм  на 1 литр  
№№ Интервал     Миллиграмм - эквивалент Тип
скв. испы- Пласт РН % - эквивалент вод
  тания,     Ca++ Mg++ Na++K+ К NH4+ Cl Br J SO4-- CO3-- HCO3- NO2 SiO2 HBO2 сухой мине- удель- нафт. F  
  м                                 остаток рали- ный к-ты    
                                      зация вес      
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 23 24 25
19 920-925 ПК6 7.80 156.00 36.00 3379.00   18.00 4964.00 22.47 5.09 4.1   1074.00 не обн. 13.00 30.00 9020 9613 1.007 1.02 0.70 гидро-
        7.80 2.95 147.40     140.00     0.08   17.60                 карбонатно-
        2.40 0.90 46.70     44.50         5.50                 натриевые
20 890-898 ПК22 8.20 154.00 34.00 3812.00   20.00 6170.00 27.82 9.32 н/о н/о 134.00 0.01 4.50 39.00 10500 10304 1.007 0.54   хл/кальц.
        7.66 2.80 165.74     174.00         2.20                  
        2.20 0.80 47.00     49.40         0.60                  
21 914-923 ПК41 8.25 60.00 47.00 4134.00 37.00 7.50 6250.00 28.50 8.54 н/о 72.00 561.00 н/о 8.50 5.93 10560 11124 1.007 3.50 не опр. гидро-
  902-909     3.00 3.90 179.75 0.95   176.00       2.40 9.20                 карбонатно-
        0.50 0.70 48.50 0.30   47.00       0.50 2.50                 натриевый
24 954-959 ПК21 8.25 60.00 52.00 3535.00 33.00 3.50 5106.00 22.04 4.75 2.46 24.00 1020.00 н/о 9.20 7.52 9410 9832 1.007 1.48   гидро-
        3.00 4.30 153.71 0.84   144.00     0.05 0.80 17.00                 карбонатно-
        1.00 1.25 47.50 0.25   44.50       0.25 5.25                 натриевый
В о д ы  к о  н ь я к - т  у р о н с к и х о т л о ж е н и й
1 1054-1057 газсал 8.60 150.70 13.01 4352.06   21.00 6880.58 29.72 10.42 37.04 н/о 183.00 н/о н/о н/о   11680   не опр. не опр. хл/кальц.
        7.52 1.07 189.22     194.03     0.78   3.00                  
        1.90 0.27 47.83     49.05     0.19   0.77                  
8 876-888 газсал 8.30 25.65 10.34 2720.21   21.00 4183.40 19.37 8.97 25.51 н/о 115.90 н/о 5.00 19.23 7048 7081.01 1.004   0.60 сульфатно-
        1.28 0.85 118.27     117.97     0.53   1.90                 натриевые
        0.53 0.35 49.12     48.99     0.22   0.79                  

 
 

Таблица 2.19

Результаты  химического анализа растворенного  в воде газа Русского месторождения 

          Состав  газа в % объемных без воздуха
№№ Интервал Пласт Дата Дата                          Относит.
скв. испытания пачка отбора анализа H2S CO2 O2 N2 He Ач Н2 СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 уд.вес
                                  газа по
                                  воздуху
8 876-888 газсал. 6.3.68 21.5.68 отс. 0.22 отс. 3.16 0.01 не опр. 0.04 96.41 0.16 отс. отс. отс. 0.57
2 905-1086.5 турон 29.5.68 13.8.68 отс. 0.23 отс. 0.65 0.005 не опр. 0.01 99.04 0.07 отс. отс. отс. 0.56
8 989-996 ПК1 27.2.68 21.5.68 отс. 4.07 отс. 1.05 следы не опр. 1.35 93.53 отс. отс. отс. отс. 0.59
25 1841-1850 АТ11 19.6.71 19.7.71 отс. 0.14 отс. 0.23 0.09 0.02 0.02 99.35 0.24 отс. отс. отс. 0.559
25 2534-2546 БТ13 13.5.71 19.7.71 отс. 0.23 отс. 0.59 0.02 0.02 0.24 97.71 1.19 отс. отс. отс. 0.564
25 2108,5-2115 БТ5 21.5.71 19.7.71 0.001 0.58 отс. 1.12 0.02 0.02 0.01 97.88 0.37 отс. отс. отс. 0.567
25 2063-2069 БТ4 25.5.71 19.7.71 отс. 0.42 отс. 0.58 0.01 0.02 0.13 98.55 0.28 отс. отс. отс. 0.562
25 1996-2008 БТ3 31.5.71 16.8.71 отс. 0.11 отс. 0.57 0.006 0.01 0.03 98.89 0.38 отс. отс. отс. 0.56
25 1996-2008 БТ3 2.6.71 16.8.71 отс. 0.26 отс. 1.05 0.009 0.02 0.008 98.44 0.21 отс. отс. отс. 0.563
25 1891-1906 БТ1 12.6.71 16.8.71 отс. 0.07 отс. 0.33 0.005 0.01 0.04 99.22 0.32 отс. отс. отс. 0.558
12 2259-2274 БТ4     0.04 0.18   1.6 0.018     97.11 0.95        
26 2585-2597 БТ13       0.086   0.845 0.018     95.261 2.5 0.774 0.057 0.271  
40 2364-2479         0.217   0.137 0.03 0.03   96.816 1.702 0.079   0.02  
150 2156-2164 БТ1       0.088   2.306 0.018 0.03   97.093 0.408        

  1. КОМПЛЕКС  И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ  ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
    1. Промыслово-геофизические  исследования скважин
 
 

     Материалы промыслово-геофизических исследований в скважинах Русского месторождения  использовались для решения как  геологических, так и технических  задач, а именно:

     - корреляции разрезов, оценки стратиграфической принадлежности пород и их литологического состава;

     - выделения коллекторов, количественных определений их фильтрационно-ёмкостных свойств и нефтегазонасыщенности;

     - определения технического состояния обсадных колонн и цементного камня;

     - привязки и контроля интервалов перфорации;

     - контроля результатов испытания.

     Достоверность решения перечисленных задач  зависит от применяемого комплекса  ГИС, полноты его выполнения и  качества получаемых материалов.

     Интерпретация материалов ГИС осуществлялась по 51 скважине в интервале глубин залегания  пластов ПК1-7, ПК212, ПК221, МХ8.

    1. Комплекс, техника, методика и условия проведения ГИС, качество материалов
 
 

     В соответствии с действующей на момент проведения работ технической инструкцией  по проведению геофизических исследований в скважинах [4], выполнялись следующие  виды исследований: cтандартный каротаж, боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрокаротаж (МК), индукционный каротаж (ИК), боковой каротаж (БК), боковой микрокаротаж (БМК), микрокавернометрия (МКВ); кавернометрия или профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия, термометрия, радиоактивный каротаж (НГК, НКТ, ГК), акустический каротаж (АК), плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П), газовый каротаж, акустическая цементометрия (АКЦ), термометрия с целью определения высоты подъема цемента за колонной (ОЦК), гамма-гамма цементометрия (ГГКЦ).

     Стандартный каротаж проводился в масштабе глубин 1:500. В качестве стандартных применялись подошвенный и кровельный градиент-зонды А2М0.5N и N0.5М2А, а также потенциал-зонд N6M0.5A. Основной масштаб записи кривых КС-2.5 Омм/см. Одновременно проводилась запись кривой ПС, масштаб регистрации кривой ПС-12.5 мВ/см. Скорость регистрации в основном составляла 2400-2500 м/час.

     Боковое каротажное зондирование проводилось  подошвенными градиент-зондами с  размерами АО=0.45; АО=1.05; АО=2.25; АО=4.25; АО=8.5 м, и кровельным градиент-зондом М0.5N2A. Одновременно с записью кривых БКЗ проводилась запись кривой ПС. Основной масштаб записи КС-2.5 Омм/см, записи ПС-12.5 мВ/см. Скорость регистрации - порядка 2700-2800 м/час. Аппаратура для регистрации КСП-1, МСП-55, К-3, Э-1.

     Микрокаротаж  проводился одновременно градиент-микрозондом A0.025M0.025N и потенциал-микрозондом A0.05M в интервале проведения БКЗ в  масштабе глубин 1:200. Масштаб записи кривых 2.5 Омм/см. Скорость регистрации  составляла 600-1200 м/час. Аппаратура –  МДО-3, МК-АГАТ. Материалы хорошего и  удовлетворительного качества.

     Индукционный  каротаж выполнялся в интервале  проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200 .Масштаб регистрации кривых 10 (20) мСим/м/см. Качество материала, в  основном, хорошее. Аппаратура – ИК-2ОКС, АИК-3, АИК-5. Скорость регистрации 1200-2500 м/час.

     В скважинах 91 и 160 в масштабе глубин 1:200 проведен метод ВИКИЗ. Тип прибора  ВИКИЗ-015. Скорость записи 1000 м/час. Качество записи хорошее.

     Боковой каротаж проводился в интервале  записи БКЗ в масштабе глубин 1:200. Масштаб регистрации кривых линейный - 2.5 Омм/см, логарифмический - модуль 6.25 или 10. Аппаратура МБК-3, Э-1. Скорость регистрации 950-2400 м/час. Материалы, в основном, хорошего качества.

     Боковой микрокаротаж и микрокаверномер  проведены в скважинах в масштабе глубин 1:200 аппаратурой МК-АГАТ. Масштаб записи кривых МБК - 2.5 Омм/см, микрокаверномера - 2 см/см. Скорость регистрации 1000-3000 м/час. Качество материалов хорошее.

     Кавернометрия (профилеметрия) проводилась по всему  стволу скважины в М1:500 и в интервалах проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи кривых 2 см/см. Аппаратура – СКО-11, КОТ-2М, СКП-1. Скорость регистрации 1500-2000 м/час. Материал, в основном, хорошего качества.

     Резистивиметрия с целью определения удельного  электрического сопротивления промывочной  жидкости в стволе скважины выполнялась  в интервале проведения БКЗ и  проводилась приборами типа РСЭ-57, УСП, МСП. Масштаб регистрации в  основном 1 Омм/см. Материалы, как правило, хорошего качества.

     Инклинометрия проводилась для определения  пространственного положения ствола скважины в точках через 25 м. Качество замеров хорошее.

     Термометрия проводилась с целью определения  температуры в стволе скважины при  каротаже, с целью измерения геотермического  градиента и для определения  высоты подъема цемента за колонной (ОЦК). Исследования проводились в  масштабе глубин 1:500. Масштаб записи кривых 0,5 0С на 1 см. Материалы хорошего качества.

     Радиоактивный каротаж (ГК, НГК, НКТ) проводился в М1:500 по всему стволу скважины, в М 1:200 - интервалах БКЗ. Для ГК в качестве индикаторов применялись кристаллы NaJ (TI), счетчики ФЭУ-74А, СU-23Г, CU-4Г. Для регистрации кривых НГК, НКТ использовались источники Po+Be мощностью 3-10*106 н/сек, в качестве индикатора - счетчики NaJ (TI) (НГК), ЛДНМ, СНМ. Постоянная времени - 3 или 6 секунд. Масштабы регистрации кривых для ГК -1 мкР/ч на 1 см, для НГК, НКТ – 0,1-0,5 усл. ед. на 1 см. Скорость записи составляла 400-500 м/час.

Информация о работе ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ