1. Общая часть

1. Геологическое задание

Геофизические исследования скважин (ГИС) являются областью прикладной геофизики, в которой современные физические методы исследования используются для геологического изучения разрезов, пройденных скважиной, выявления и оценки запасов полезных ископаемых, получения информации о ходе разработки месторождений и о техническом состоянии скважин.

Изучение геологических разрезов скважин – наиболее важное направление. При этом используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы. Применение их основано на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы.

При изучении геологических разрезов скважин на основе интерпретации комплекса данных геологической и геофизической документации решаются следующие задачи: геофизическое расчленение разрезов; определение пород, слагающих разрезы скважин; выявление коллекторов и изучение их свойств; подсчет запасов.

Данные геофизических методов исследования скважин позволяют определять геологическое строение месторождений и продуктивных горизонтов как в локальном, так и в региональном масштабах.

В середине 80-х годов в геофизике сформировалось самостоятельное научное направление – комплексирование геофизических методов при поиске и разведке месторождений полезных ископаемых.

Научно обоснованное комплексирование геофизических методов способствует эффективному решению крупных геологических задач. Общеизвестна высокая эффективность геофизических работ при поисках, подготовке и разведке нефтегазоперспективных структур во многих районах.

Целью дипломного проекта является комплексирование методов ГИС для литологического расчленения разреза скважин и определения нефтенасыщенных интервалов на месторождении Кумколь.

На месторождении Кумколь перед геофизической службой стояли следующие геологические задачи:

а) литологическое расчленение разрезов скважины;

б) выделение в разрезе скважин пластов-коллекторов;

в) количественное определение коллекторских свойств (коэффициентов пористости, глинистости, нефтенасыщения);

2. Общие сведения о районе работ

1.2.1 Географическое и административное положение района работ

Рисунок 1.1 Обзорная карта месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь располагается в южной части Тургайской низменности, ограничено географическими координатами 46025'-46034' северной широты и 65030'- 65043' восточной долготы в зоне северных континентальных пустынь.

Ближайшим населенным пунктом являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и поселок Сатпаево (250 км.). Расстояния до областных центров в город Кызылорда и в город Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск - Павлодар - Шымкент, а в 20 км северо-востоку проходит ЛЭП Жусалы - Ленинск.

Непосредственно в районе расположения месторождения местное население в летний период занимается отгонным животноводством (для этой цели площадь переведена в аренду Кызылординской области). Район экономически слабоосвоен. На площади месторождения имеются грунтовые дороги. Для обеспечения транспортной связи города Кызылорда с месторождением Кумколь, согласно утвержденной схеме развития района, ведется строительство автодороги Кызылорда-Кумколь протяженностью 190 км.

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степень с абсолютными отметками рельефа 106-169 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена платообрамленными возвышенностями с пологими склонами, с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.

В южной части, особенно в южно-западной части развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.

К югу от месторождения расположен песчаный массив Арыскум, сложенный грядово-бугристыми полузакрепленными песками, и почти полностью высохшее соленое озеро Арыс. В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м, отделяющий низменную часть равнины от плато с отметками рельефа 200-250 м. К северу от площади низменная равнинная степь полого вздымается до отметки рельефа 150-200 м, и на северо-востоке сочленяется с горной системой Улытау.

Абсолютная отметка самой возвышенной части плюс 240,1м. С плато в долину спускается целый ряд сухих русел, самые крупные из которых (руслоАклит и Терескенеске) приурочены к северо-востоку и юго-восточному склонам. Наиболее пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается большое количество родников и колодцев с пресной водой.

2. Экономическая характеристика района работ

Район работ экономически слабоосвоен, производится лишь добыча нефти на месторождении Кумколь и геологоразведочные работы на соседних площадях. В летний период местное население занимается отгонным животноводством. 90% промышленного производства нефти и урана приходится на данный район. Разработка новых месторождений, строительство металлургического кластера и новые заводы по производству строительных материалов направлены, в первую очередь, на укрепление экономики Казахстана. В последние годы добыча нефти в Кызылординской области пошла на спад. В ближайшем будущем, снижение добычи может достичь 8,5 млн. тонн. Полезные ископаемые - 8, 4 млн тонн цинка, около 2, 4 млн. тонн свинца и около 235 тыс. тонн урана. Помимо этого, регион богат золотом, серебром, кадмием, германием, титаном и шунгитом. Ванадий играет важную роль для Кызылординской области: около 2/3 резервов этого металла в стране расположены в этом регионе. Месторождения Баласаускандык и Карымсак, с запасами 20 млн. тонн, входят в пятерку крупнейших месторождений в мире. Таким образом, Казахстан может покрыть до 10 % мирового спроса на ванадий. На сегодняшний момент, площадь региона может покрыть только 57 % электроэнергии за счет собственных источников. Дефицит энергии составляет около 1 млрд. Киловатт в год. Увеличение численности населения ожидается за счет привлечения инвестиций в энергетическую отрасль. В регионе планируется строительство фотоэлектрической станции стоимостью 100 млн. долларов и мощностью 50 МВт.

2. Орогидрографический очерк

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками 106–169 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала

вытянутой в субмеридиальном направлении, c северной и восточной сторон котловина обрамлена возвышенностями с пологими склонами, а с северо-запада спускается в котловину в виде крутого уступа. К югу от площади расположен песчаный массив Арыскум, сложенный полузакрепленными песками и почти полностью высохшее соленое озеро Арысь. К северу от площади низменная равнинная степь вздымается до отметок 150–200 м, на северо-востоке соединяясь с горной системой Улытау.

Водные артерии на площади работ и вблизи её отсутствуют. Ближайшая река Белеуты, пересыхающая в летний период, протекает в широтном направлении вдоль южных отрогов Улытау на расстоянии около 80км. к северу от площади работ. Расстояние до р. Сырдарьи, протекающей к югу от площади составляет 210 км.

1.2.4 Условия работы всеми запроектированными геофизическими методами

Климат района резко-континентальный, с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха, дефицитом его влажности и малым количеством осадков. Максимальные температуры летом + 30 +35º, минимальные зимой -38-40ºС.

Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих в основном в зимне – весенний период. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время – метели и бураны. В октябре 2010 года завершилось строительство автомобильной дороги Кызылорда — Кумколь, длившееся (с перерывами) с 1989 года. Общая стоимость строительства составила около 5 миллиардов тенге. На строительство этой дороги нефтедобывающие компании израсходовали 4,9 миллиарда тенге. Строительство вели ТОО «УАД», ТОО «Кыран» и корпорация «Береке». Расстояния от месторождения Кумколь до областных центров (до внесения изменений административно-территориального устройства от 27.05.1997 года) Кызылорда и Жезказган составляют соответственно 160 и 290 км.

1.2.5 Возможные средства связи, сведения о возможном жилье, способе передвижения по участку и др

Это степной район без водных артерий и постоянных населенных пунктов. Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (170 км), Жусалы (150 км) и Карасакпай (180 км). На расстояния 230 км к востоку от площади Кумколь проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жусалы-Ленинск. От месторождения Кумколь до областного центра Кызылорда проложена асфальтированная дорога длиной 190 км. На площади месторождения имеются грунтовые и грейдерные дороги. В данном районе мобильная связь обслуживается местными операторами сотовой связи: Beeline, Kcell, Tele 2, Active, Altel.

1.3 Геолого-геофизическая изученность района

1.3.1 Перечень главнейших геологических и геофизических работ в хронологическом порядке

Южно-Тургайская впадина охвачена геологическими мелкомасштабными (1:1000000, 1:500000) съемками, выполненными в 30-е годы. Территория Тургайской низменности рассматривалась как перспективная по отложениям мезо-кайнозоя.

В 1963 году трестом «Актюбнефтегазразведка» в северной бортовой части Южно-Тургайской впадины пробурена параметрическая скважина 1П-Карасор глубиной 1732 м, с целью оценки перспектив нефтегазоносности. Скважина вскрыла разрез мел-палеогена, верхней юры и вошла в плотные терригенные породы, предположительно, нижнего палеозоя. Дана отрицательная оценка перспектив нефтегазоносности района.

В 1983г. по «Программе комплексных региональных геолого-геофизических и научно-исследовательских работ в Южном Тургае» возобновлено региональное сейсмопрофилирование МОГТ. Отработан региональный сейсмопрофиль 83541 через Арыскумский прогиб, в стволе бурящихся структурных и параметрических скважин, что позволило получить первые представление о проведении поверхности фундамента, толщине осадочного чехла и его стратификации.

В 1983г. в результате отработки широтной и меридиональной сети поисковых профилей, расположенных через 4-4,5км было выявлено Кумкольское поднятие по кровле фундамента и поверхности юрских отложений.

В 1984г. бурением поисковой скважины открыто крупное месторождение нефти и газа Кумколь.

В дальнейшем, в результате региональных и детальных сейсмических исследований в Арыскумском прогибе были выявлены и подготовлены к бурению десятки антиклинальных и неантиклинальных структур.

В 1984-85гг. на площади Кумколь проводилась поисковая детальная сейсморазведка охватившая редкой сетью профилей участок Южного Кумколя.

В 1990-1991гг. было проведено дополнительное детальное сейсмопрофилирование на площади Южный Кумколь.

В 1992г. в результате переинтерпретации геолого-сейсмических материалов, сотрудниками ТОО «Мунай-Консалтинг», была выявлена структура Южный Кумколь, откартированная по отражающим горизонтам II и III.

В 1994-95гг. после открытия месторождения нефти Южный Кумколь АО “Турлангеофизика” были проведены дополнительные сейсмические исследования. Сейсмические исследования в 1991-95гг. проводилась по методике центрального 24-х кратного профилирования.

В последние годы вся территория Южно-Тургайской впадины охвачена геологической съемкой в масштабе 1:200 000, выполненной на большой части Центрально-Казахстанским геологическим объединением, а по Южной части – Южно-Казахстанским.

Съемка сопровождалась бурением картировочных скважин, вскрывших на севере впадины верхнюю часть палеогена, а на юге – кровлю мела.

1.3.2 Детальное рассмотрение физических характеристик горных пород, полезного ископаемого и др

Глины характеризуются невысокими удельными электрическими сопротивлениями (1,1- 6,1 0м м), интенсивность естественного гамма-излуче­ния Jγ высокая и достигает 12,9 мкР/ч, интенсивность вторичного гамма-излучения Jnγ низкая и изменяется в пределах от 1,1 до 1,7 у.е., увеличением интервального времени ∆Т, которое меняется в пределах от 280 до 365 мкс/м, увеличением диаметра скважины dc›dн (0,192-0,276 м). Геофизическая характеристика глин позволяет однозначно отличать их от других литотипов.

Песчаники характеризуются низкой интенсивностью естественного гамма-излучения Jγ от 5,7 до 9,3 мкР/ч, средними показаниями интенсивности вторичного гамма-излучения Jnγ в пределах от 1,2 до 2,1 у.е., средними значениями интервального времени ∆Т (от 267 до 362 мкс/м), сужением диаметра скважины dc < dн (от 0,186 до 0,220 м), различными удельными электрическими сопротивлениями (от 0.5 до 14.0 Ом м) которые зависят от пористости и характера насыщения песчаников. Мощность пластов песчаника изменяется от 1,5 до 22,5 м.

Алевролиты являются промежуточной породой между глиной и песчаником и характеризуются различными удельными электрическими сопротивлениями изменяющимися от 1,0 до 10,9 Ом м, интенсивность естественного гамма-излучения Jγ меняется от 6,9 до 12,0 мкР/ч, интенсивности вторичного гамма-излучения Jnγ изменяется в пределах от 1,3 до 2,2 у.е, интервальное время ∆T меняется от 240 до 348 мкс/м. Против алевролитов наблюдаются различные показания диаметра скважины от 0,191 до 0,238 м.

Нефти меловых и юрских залежей близки по составу. Плотность их 812-819кг/м³, содержание серы 0,11-0,52%, парафинов 10,8-11,5%, асфальтенов 0,11-0,92%, смол 4,8-8,42%.

1.3.3 Результаты геофизических работ и их эффективность

Успешность геологоразведочных работ проведенных на этой территории подтверждается и выявлением таких структур как Белкудык, Кетеказган, Акжар, Западный Жанбыршы, - Таскудук и т.д, стала основой для продолжения на них бурения в 2011 году и поиска новых залежей углеводородов в юрских и меловых отложениях.

По результатам интерпретации новых сейсмических данных была выявлена новая стратиграфически сложная структура на площади Жамансу, планируется уточнение положения тектонических разломов и дальнейшее выяснение степени их влияния на формирование ловушек для залежей нефти и газа, их положение, как в стратиграфическом, так и гипсометрическом плане, а также выявление зон с потенциальными новыми запасами.

По площади Южно-Аксайский свод относится к ряду больших структур, который практически малоизучен сейсморазведкой и не изучен бурением. Первая скважина Жанбыршы №1 указывает на перспективность Южно-Аксайского свода, которая может стать территорией плодотворных и интенсивных разведочных работ и возможно, открытия крупных месторождений региона с большими запасами нефти и малыми затратами на геологоразведку и, в будущем, на разработку.

На структуре Жанбыршы скважина №1 пробурена на склоне Южно-Аксайского свода обращенной к Аксайской системе. Фундамент вскрыт на глубине 715 метров. Минимальное залегание фундамента достигает 500 метров от поверхности. По результатам геофизических исследований (ГИС) скважины Жанбыршы №1, нефтенасыщенный коллектор выделен в интервале 455 - 530 метров. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 22 метра. При испытании в интервале 513 - 527 метров получена методом свабирования густая нефть

Открытая пористость коллекторов составляет 19,3-23,7%, проницаемость 0,172-1,133 мкм², коэффициент нефтенасыщенности 0,58-0,71, газонасыщенности 0,57-0,72. Начальное пластовое давление находится в пределах 11,5-13,76 МПа, пластовая температура 49-56^оС.

В водах отмечается повышенное содержание брома, стронция и лития.

I. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

В геологическом строении месторождения участвуют отложение мезозой-кайнозоя, залегающие на глубоко выветренной поверхности ранее протерозойского фундамента.

Нижний протерозой (PR₁)

Образования складчатого фундамента вскрыты большинством разведочных скважин. Верхняя часть фундамента (около 100 м) сложена массивными серо-зелеными каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно переходящими в кварц-биотитовые гнейсы. Породы фундамента сильно дислоцированы и ожелезны. Наибольшая вскрытая толщина 245 м.

Юрская система (J3)

Осадки юрского возраста представлены верхним отделом в ранге кумкольской и акшабулакской свит.

Кумкольская свита (J3km)

На площади работ вскрыта не на полную мощность.

В целом по Арыскумскому прогибу свита, на основе цикличности в осадконакоплении, расчленяется на три подсвиты: нижне, средне и верхнекумкольскую.

Нижнекумкольская подсвита на месторождении Южный Кумколь не вскрыта ни одной скважиной.

Среднекумкольская подсвита наиболее полно вскрыта в скважине 1 Южный Кумколь (интервал 1370-1414м).

Нижний песчанный горизонт в интервале 1396-1414м представлен песчаниками с мелкими остатками обуглившейся растительности, алевролитами серыми, темно-серыми, массивными, карбонатными.

Верхний, преимущественно глинистый, горизонт среднекумкольской подсвиты, по данным керна из скважины №1 и №3. Южный Кумколь представлен аргиллитами от серых до темно-серых, алевристых, не карбонатных с редкими остатками обуглившейся флоры.

Верхнекумкольская подсвита вскрыта на полную мощность в скважинах №1, 3 и 4, а в скважине №2 представлена лишь верхняя её часть.

Разрез верхнекумкольской подсвиты содержит переслаивающиеся русловый и озерно-пойменный литотипы.

Пески и песчаники серые, светло-серые, от мелко до среднезернистых на глинистом цементе.

Песчаники, в основном, слабоцементированные.

Алевролиты серые, темно-серые, слабокарбонатные, часто с горизонтальной слоистостью.

Породы содержат включения углефицированных остатков.

Аргиллиты от светло-серой до темно-серой окраски, некарбонатные.

Толщина Кумкольской свиты изменяется в пределах 49-69м.

Акшабулакская свита (J3a)

Представлена озерным литотипом глин и алевролитов. Толщины отложений акшабулакской свиты увеличиваются на площади месторождения в северном направлении от 42 м (скв. № 3) до 126 м (скв. № 2).

Нижняя часть разреза сложена аргиллитами серыми, темно-серыми местами до черных за счет большого количества углефицированных растительных остатков. Аргиллиты горизонтально слоистые, некарбонатные.

В разрезе встречаются тонкие (до 0,2м) пропластки горючих-сланцев, алевролитов (до 0,4м) серых, светло-серых.

Верхняя часть свиты сложена пестроцветным (серыми, коричневыми, фиолетовыми, желтовато-серыми) глинами, аргиллитами и алевролитами.

Меловая система (К)

Меловые отложения расчленяются на нижний отдел в составе: даульской свиты неокома, карачетауской свиты апта, кызылкинской свиты альба и верхний отдел в составе: балапанской свиты нижнего турона.

Даульская свита (K1dl)

Расчленяется на нижнедаульскую нижнего неокома и верхнедаульскую-верхнего неокома.

Нижнедаульская подсвита в свою очередь разделяется на два горизонта, нижний из которых (арыскумский) представляет базальную толщу нижнего мела. Он сложен аллювиальными и делювиальными отложениями и представлен кварц-полевошпатовыми песчаниками и алевролитами коричневыми в верхней и серыми, светло-серыми в нижней части разреза. Песчано-алевролитовые пласты толщиной от 2 до 16м переслаиваются с глинистыми пропластками толщиной от 0,5 до 4м.

Глинистые породы представлены аргиллитами и глинами с коричневой окраской в верхней и коричневато-серыми, серыми, зеленовато-серыми в нижней части разреза.

Общая толщина нижнего горизонта нижнедаульской подсвиты 120-160м. Верхний горизонт нижнедауольской подсвиты сложен красноцветными глинами и аргиллитами, местами алевролитами. Данный горизонт является региональным флюидоупором. Толщина верхнего горизонта на месторождении Южный Кумколь достигает 215-240м.

Карачетауская свита (K1а-kr)

Представлена толщей сероцветных преимущественно песчаных пород в основании содержащей гравийные горизонты. Свита обогащена растительным детритом. Толщина свиты составляет 185-240м.

Кызылкинская свита (K1аl-kz)

Сложена пестроцветными (коричневыми, зеленовато-серыми, серыми) глинистыми алевролитами и глинами толщиной 150-180м с прослоями коричневого и серого песчаника, преобладающими в ее средней части.

Балапанская свита (K2t1-b)

Сложена морскими сероцветными отложениями представленными глинами, алевролитами толщиной 415-480м с прослоями песка и песчаника.

В разрезе палеогеновых отложений (Р) выделяются осадки нижне-среднего и средне-верхнего эоцена.

Нижне-средний эоцен

Представлен песками и песчаниками серыми, светло-серыми от мелко- до средне-зернистых, слабо сцементированные. Алевролиты серые, темно-серые, слабо-карбонатные.

Мощность составляет 125м. В подошве палеогена прослеживается отражающий горизонт I.

Средне-верхний эоцен

Сложен карбонатными песчаниками, серыми, зеленовато-серыми глинами и алевролитами мощностью 100м.

В составе неоген-четвертичных отложений выделяют: миоцен и плиоцен-четвертичный отделы.

Миоцен (N1)

Сложен карбонатными песчаниками, серыми, зеленовато-серыми глинами и алевролитами. Мощность составляет 30м.

Плиоцен-четвертичный (N2Q1)

Представленный глинами, суглинками, эоловыми песками мощностью 18м.

2.2 Магматизм

На данном участке работ магматизм не проявляется.

2.3 Тектоническая характеристика

В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной, наиболее погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего Акшабулакскую и Сорбулакскую грабен синклинали Арыскумского прогиба.

В районе Кумкольского поднятия, в юрских отложениях, по данным сейсморазведки прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих поверхностей связана с III^а-отражающим горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской свиты (кровля горизонта Ю-III). Ко второй поверхности приурочен III₁^а - отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры (кровля горизонта Ю-IV).

По кровле Ю-I продуктивного горизонта размеры поднятия составляют 19,58,0 км по замкнутой изогипсе -1200 м, при амплитуде 126 м. Углы падения крыльев складки идентичны с нижележащей поверхностью. Структура имеет вытянутую антиклинальную форму северо-запад­ного простирания и ограничена с востока тектоническим нарушением.

Структура в северной части имеет неправильную конфигурацию, за счет небольшого участка погружения поверхности горизонта в виде залива. Вдоль оси структуры разделяется на два купола малой амплитуды.

В районе скважины 3с к востоку от основного сброса F₂ по сейсмическим материалам выявлено поднятие размерами 42 км и амплитудой 40-45 м но замкнутой изогипсе –1180 м, к которому с востока через тектоническое нарушение F₃ примыкает полусвод размерами 30,8 км.

Структурные планы по III^а и III₁^а - отражающим горизонтам совпадают.

По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры по юрским горизонтам имеет более крутое погружение.

Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1 горизонта) колеблется от 40 до 70 м.

Уменьшение толщины отложений кумкольской свиты происходит за счет примыкания к воздымающей поверхности фундамента нижних частей разреза.

Толщина отложений акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров.

В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий горизонт II^а, совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный горизонт М-I).

По II^а-отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания.

Восточное крыло структуры осложнено флексурой, в плане практически совпадающей с тектоническим нарушением F₁ секущим юрские отложения.Размеры структуры составляют 15,54,5 км, по изогипсе – 990 м, при амплитуде южного свода 45 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.

При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов.

2.4 Гидрогеологическая характеристика

В результате бурения и опробования глубоких параметрических поисковых, гидрогеологических, структурных и разведочных скважин на площади Кумколь выделены водоносные комплексы протерозойских, юрских, меловых, палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложений.

Из отложений фундамента при испытании скважин получен приток воды с минерализацией 76,7 г/л из интервала 1416-1503 м. Воды хлоркальциевого типа, хлоридной группы натриевой подгруппы с содержанием брома до 69,2 мг/л.

Пластовые воды верхнего мела используются для водоснабжения буровых работ. В Арыскумском прогибе вода этого горизонта пресная и слабосоленая, дебиты в скважинах высокие (3-5л/сек). На площади Кумколь и в районах низменной равнины в целом (за исключением площади поднятого плата) скважины работают на самоизливе, на участках наиболее высоких отметок залегания водоносного горизонта имеется опасность выброса глинистого раствора при бурении под кондуктор.

Глубина залегания на площади Кумколь 50-70 м, в прогибе в целом до 200м.

Водоносность нижнего мела и юры частично изучена опробованием скважины 2П-Арыскум. Вода верхнеюрских отложений имеет минерализацию 56 г/л, плотность 1.059, хлоркальциевый тип, неокома –48 г/л, плотность -1.027 при таком же типе минерализации. Статический уровень воды юрского горизонта –101м, неокомского – 90.5 м. Микрокомпоненты йод и бром отсутствуют.

Водоносный горизонт среднеюрских отложений изучен в скважинах 2, 8, 12 и 16. Воды напорные притоки из интервалов перфорации сильные, что свидетельствует о хороших фильтрационных свойствах пласта.

Превышение пластового давления над гидростатическим для горизонта Ю-IV в среднем составляет 1,11МПа/10м.

Горизонт Ю-IV находится в зоне весьма затрудненного водообмена с элизионным режимом питания. Воды имеют седиментационный генезис, о чем

свидетельствуют коэффициенты метаморфизации, Clˉ/ Brˉ и Ca²/Sr² коэффициенты. Геотермический градиент равен 4/100м, при температуре пласта от 52 до 58, что характерно для разрезов, сложенных преимущественно песчанистыми породами пониженной теплопроводимости.

Термобарический коэффициент равен 3,5.Водоносный комплекс верхнеюрских отложений представлен тремя водоносными горизонтами: Ю-I, Ю-II и Ю-III. Он отделен от вышезалегающей толщи пестро и сероцветной глинистой толщей.

Водовмещающими породами являются серые и светло-серые песчаники.

Воды горизонтов Ю-I , II и Ш напорные. Интервалы опробования-сильноприточные, с быстро восстанавливающими динамическими уровнями (от 1 часа до 5 суток). Воды месторождения Кумколь очень горячие (t 50 С) небольшой вязкостью (0,7 МПа с) и небольшой минерализацией для рассолов данного типа (до 64 г/л). Анализ данных по гидродинамике пластовых вод свидетельствует о хороших фильтрационных свойствах коллектора и значительных запасах вод. Высокая метаморфизация вод, их седиментационный генезис, отсутствия в газовом составе вод газов, характерных для окислительной обстановки, обитания пластовых вод в зоне весьма затрудненного водообмена свидетельствует о хорошем гидрогеологической закрытости месторождения.

2.5 Полезные ископаемые

В результате геологоразведочных работ в Арыскумском прогибе к настоящему времени доказана нефтегазоносность трех комплексов отложений – среднеюрского, верхнеюрского и нижненеокомского. Кроме того, выделяется нижнеюрский комплекс, о чем свидетельствуют активные газопроявления, встреченные в процессе бурения скважины 1п-Арыскум.

Среднеюрский комплекс развит в грабен-синклиналиях и в погруженных частях выступов. Верхнеюрский комплекс отложений распространен на большей части площади Арыскумского прогиба. Промышленная продуктивность этих отложений установлена на месторождениях Кумколь, Арыскум и Кызылкия.На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтеностность нижненеокомских и юрских отложений. В нижнем неокоме (арыскумский горизонт) выявлены два продуктивных горизонта (М-I, М-II), в верхней юре (кумкольская свита) – три (Ю-I,Ю-II,Ю-III)и средней юре – один (Ю-IV). Залежи меловых горзонтов расположены в интервале глубин 1065 – 1120м, юрские – 1190-1370м. Таким образом, на месторождении выделяются два этажа продуктивности.

Юрские горизонты. Горизонт Ю-I обладает наибольшей площадью нефтеносности и залегает ниже меловых залежей на 80-148м. Покрышкой для горизонта служит пачка глин коскольской свиты толщиной от 16 до 106 м. По данным ГИС горизонт Ю-I выражен в виде двух-трех песчаных пластов и присутствует на всей площади. К горизонту приурочена газонефтяная залежь. Общие эффективные толщины изменяются от 0,8м (скв. 1с) до 12,4м скв. 17). При этом газонасыщенные толщины по скважинам изменяются от 6,6 (скв. 8) до 8,8 (скв. 9) , а эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах полного контура нефтеносности колеблются от 0,4 (скв. 1с) до 12,4 (скв. 17).

Максимальные значения нефтенасыщенных толщин также отмечаются в районе скважин 6, 14 – соответственно 11,4 и 9м. Водонефтяной контакт на большей части площади залежи принят на отметке – 1197,5м по данным комплексного рассмотрения результатов опробования и ГИС. Нижние отметки получения нефти при этом колеблются в основном от – 1196 (скв. 13, 29) до – 1197,5 (скв. 40) и 1198м (скв. 15).

В скважине 30 нефть получена до отметки – 1201,3м, которая совпадает с подошвой нижнего продуктивного пласта и принимается за ВНК в этом районе. По данным ГИС водонефтяные контакты четко фиксируются на отметках – 1199,3м (скв. 29), - 1198м (скв. 29), - 1198м (скв. 15).

В обособленном, тектонически нарушенном своде, в районе скважины 3с, нефть получена до отметки – 1178м , которая и принимается за водонефтяной контакт. На восточном полусводе данного поднятия (скв. 34) ВНК условно принимается по подошве пласта, давшего нефть в этой скважине до отметки – 1163м.

Газовая залежь вскрыта скважинами 8, 9, 24. Притоки газа с конденсатом получены в скважинах 9 и 24. Исследования на газоконденсатность не проведены, и судить о дебитах конденсата можно лишь ориентировочно, по исследованиям с помощью сепаратора.

С учетом принятых ГНК и ВНК высоты газовой и нефтяной частей равны 31,9 и 89,5м соответственно при площадях газоносности 913,7 га и нефтеносности 10727,1 га. Чисто нефтяная зона занимает 69% всей площади. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Горизонт Ю-II отделяется глинистой пачкой толщиной от 3,6 до 18,6м от вышележащего горизонта Ю-I выражен в виде одного-двух песчаных пластов в центральной части залежи. В южной части эффективные толщины уменьшаются вследствие замещения коллекторов непроницаемыми породами в районе скважин 9, 12, 17, 19. Наибольшая расчлененность горизонта отмечается в северной части залежи в районе скважин 1с, 2с, где эффективные толщины уменьшаются вследствие замещения коллекторов непроницаемыми породами в районе скважин 9, 12, 17, 19. Наибольшая расчленённость горизонта отмечается в северной части залежи в районе скважин 1с, 2с, где количество песчаных пропластков достигает 4. Общие эффективные толщины горизонта изменяются от 0,6 (скв. 6, 9, 12) до 11,4м (скв. 29). Эффективные газо- и нефтенасыщенные толщины изменяются соответственно от 3,8м (скв. 8) до 6м (скв. 24) и от 0,6м (скв. 6, 9, 12) до 10,2м (скв.31).Залежь Ю-II горизонта изучена опробованием в 16 скважинах.

В скважине 8 на глубине 1229,5м (абс. Отметка – 1111,5м) по данным ГИС четко фиксируется газонефтяной контакт, однако при опробовании скважины выше и ниже этой отметки получены притоки газа с конденсатом без нефти. Отсутствие нефти при опробовании объясняется задавливанием ее потоком газа с дебитом 62 тыс. м ³/сут.

Таким образом, отметки ГНК по горизонтам Ю-I и Ю-II совпадают.

Самая низкая отметка, до которой получена нефть, равна – 1203м (скв. 1с), а наиболее высокая отметка водоносного пласта (-1203,6м) зафиксирована в скважине 39. Поданным ГИС в скважине 31 пласт коллектор толщиной 10м без плотных и глинистых прослоев уверенно интерпретируется как продуктивный. Отметка подошвы его равна – 1203м. Эта отметка и принимается за ВНК в северной части месторождения. В присводовой части в скважине 23 чистая нефть получена до отметки – 1196м.

С учетом изложенного и массивно-пластового характера залежей отметка водонефтяного контакта для остальной части залежи принимается равной – 1198м, т.е. такой же, как и для горизонта Ю-I.

Площадь нефтеносности залежи 6414га, при этом чисто нефтяная зона занимает 67%. Площадь газоносности 228га. Высоты газовой и нефтяной частей залежей соответственно равны 9 и 91,5м. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

III Специальная часть

3.1 Характеристика объектов исследования

Объектом исследования является поисково-разведочная скважина. Исследования будут проводиться по 6 скважинам со средней глубиной 1900м.

Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

-механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

-эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

-возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенныхпропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

-возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

-возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

На­чальный участок скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо ук­реплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых гор­ных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой (состоящей из свинченных стальных труб), которую назы­вают кондуктором.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые поро­ды, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложня­ющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Эксплуатацион­ная колонна предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пла­сты пространство между стенкой  эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Параметры промывочной жидкости.

Параметры бурового раствора должны обеспечивать успешную проводку скважины и в дальнейшем качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимально возможным сохранением естественной проницаемости. Исходя из пластовых давлений продуктивных горизонтов и опыта проводки поисковых скважин, проектируются следующие параметры бурового раствора:

А) При бурении под кондуктор и техническую колонну в интервале 0-950м: уд.вес - 1.20- 1.22г/см3, вязкость 30-35с, водоотдача – 10см3/30мин, корка - 1мм, содержание песка 2%, обработка раствора УЩР + кальцинировванная сода + игетан

Б) При бурении дальше пройденного интервала технической колонны в интервале 950-1200м: уд.вес–1.21-1.23г/см3, вязкость-35с, водоотдача-6-8см3/30мин, корка 0.5мм, обработка раствора КМЦ, кальцинированная сода + игетан.

3.2 Обоснование и выбор комплекса геофизических методов. Задачи, решаемые каждым методом ГИС

Выбор рационального комплекса определялся задачами дипломного проекта по литологическому расчленению разреза скважин и определению нефтенасыщенных интервалов в поисково-разведочных скважинах нефтяного месторождения Кумколь.

При обосновании рационального комплекса геофизических исследований скважин и включения в него того или иного геофизического метода учитывались глубинность и специфика исследования этим методом.

Во всех скважинах будет выполнен обязательный комплекс геофизических исследований скважин для решения поставленных геологических и технических задач.

Комплекс, будет включать общие исследования по всему разрезу скважины в масштабе глубин 1:500 методами: БКЗ, ПС, ГК, НГК, АК, кавернометрия, инклинометрия.

Основным комплексом при проведении исследований в разведочных скважинах являются следующие методы: БКЗ, ПС, ГК, инклинометрия, кавернометрия. Данные методы будут проводится в первую очередь, так как необходимо знать об искривлении скважины, а также о возникновении каверн или сужений скважины. Следующие и дополнительные методы которые мы будем проводить: НГК и АК. Соответственно будет 2 спуско-подъемных операций.

Метод Бокового каротажного зондирования (БКЗ)

БКЗ применяется как для литологического расчленения разреза, так и для определения проницаемости коллекторов. Определение проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению базируется на оценке остаточной водонасыщенностиК_во или коэффициента увеличения сопротивления Рн. Оценку проницаемости по удельному сопротивлению производят на основании экспериментальной кривой зависимости Рн=f(К_пр) для конкретного нефтеносного пласта или группы пластов. Значение Рн вычисляют по измеренным удельным сопротивлениям в скважине, проницаемость К_пр определяют на кернах.

Метод самопроизвольной поляризации (ПС)

Каротаж самопроизвольной поляризации. Большая разница фильтрационных свойств и подвижности ионов в коллекторе и окружающих его плотных породах вызывают существенное изменение потенциалов собственной поляризации (ПС). Поэтому аномалия ПС (отрицательная при большой минерализации пластовых вод) служит хорошим поисковым признаком коллектора особенно в песчано-глинистом разрезе.

Метод естественной радиоактивности (ГК)

ГК применяется для определения естественной радиоактивности пород и для литологического расчленения.

Инклинометрия и кавернометрия

Инклинометрия и кавернометрия являются методами для контроля технического состояния скважин. Этими методами измеряются угол наклона и диаметр скважин соответственно. Применение кавернометрии обязательно, т.к в местах увеличения диаметра происходит размыв – это явный признак того, что это пласт глин. Сужение диаметра говорит о наличии глинистой корки, что является свидетельством проникновения фильтрата бурового раствора в пласт-коллектор.

Метод Акустического каротажа (АК)

АК эффективно применяется при определении пористости коллекторов и их насыщения в необсаженных скважинах. Предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин с целью определения пористости коллекторов, в том числе нефтегазонасыщенных аргиллитов, и прогнозирования зон аномально высокого пластового давления в песчано-глинистых разрезах, а также выделения трещиновато-кавернозных коллекторов и интервалов газонасыщенных пород. для литологического расчленения разрезов и расчета упругих свойств пород; локализации трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород; выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах; расчета синтетических сейсмограмм и интеграции результатов скважинных измерений с наземными и скважинными сейсмическими данными.

Измерения выполняют в необсаженных и, при определенных ограничениях, обсаженных скважинах, заполненных любой негазирующей промывочной жидкостью.

Метод Нейтронного-гамма каротажа (НГК)

НГК будет применяться для определения коэффициента пористости и литологического расчленения разреза по водородосодержанию.

Экономическая эффективность данного комплекса обеспечивается повышением производительности труда, снижением стоимости основных и вспомогательных работ, своевременным и качественным обслуживанием скважин промыслово-геофизическими работами, бережливым использованием техники, материалов, сокращением времени на выдачу оперативного заключения по скважине, улучшением организации управления геофизическими работами.

3.3 Методика и техника работ (по каждому методу)

3.3.1 Обоснование и выбор аппаратуры и оборудования для метода

Выбор применяемой аппаратуры и геофизического прибора напрямую зависит от совместимости методов исследований, возможностью использования модульных или комбинированных приборов, а также скоростями различных методов в зависимости от применяемых приборов.

Для проведения моих исследований я выбрал современную геофизическую станцию «Кедр-05» и совместимый с ним комплексный модульный прибор «Кедр-М-76».

Геофизические станция «Кедр-05» — малогабаритная система регистрации данных, предназначенная для проведения комплексных геофизических исследований в процессе разведки, бурения, освоения и эксплуатации скважин. Станция обеспечивают прием и обработку информационных сигналов от скважинной аппаратуры без использования наземных панелей. Лаборатория комплектуются датчиками глубины импульсными «Кедр ДГИ-1», датчиками магнитных меток глубины «Кедр-ДММГ» и выносными блоками индикации глубины «БГ». Станция каротажная разработана для регистрации данных геофизического исследования скважин в области нефти- и газодобывающего производства.

Возможен прием сигналов глубины от сельсин-датчика на подъемнике, без использования сельсин-приемника. Регистрация глубины осуществляется с коррекцией по магнитным меткам и ролику. Лаборатории могут работать с датчиком натяжения кабеля, имеющим аналоговый выход по напряжению до 10 В.

Каждый из блоков представляет собой функционально законченное устройство. Управление станцией осуществляется через 10 Мбит/c интерфейс стандарта Ethernet, с внешнего компьютера, на компьютере же сохраняются зарегистрированные данные.

Рисунок 3.1 Блок регистратора

Состав:

Блок геофизический (БГФ). 

Обеспечивает непрерывное декодирование информации от скважинного прибора и работу системы измерения глубины и скорости прибора. БГФ при помощи интерфейса стандарта Ethernet соединяется с внешним компьютером, а через последовательный канал обмена с другими блоками. Кроме того, в БГФ находится источник управляющих напряжений (ИУН) с выходной мощностью 100 Вт. диапазоном выходного напряжения до 300 В и тока до 0,5 А. Этот источник обеспечивает формирование стабилизированного постоянного напряжения или тока.

Блок коммутации (БК). 

Осуществляет необходимые коммутации между тремя жилами кабеля, двумя источниками питания и входами АЦП блока геофизического, а также формирует цифровые последовательности, необходимые для управления скважинными приборами.

Плоттер (ПЛ02). 

Обеспечивает представление результатов измерений в виде каротажных диаграмм на термобумаге.

Универсальный источник питания (УИП). 

Обеспечивает формирование стабилизированного постоянного и переменного напряжения или тока, или смеси (переменный ток со сдвигом на постоянную составляющую). Для переменного тока форма сигнала может быть синусоидальной или программируемой формы.

Источник бесперебойного питания (ИБП).

Обеспечивает питание аппаратуры при сбоях питания. Емкости батареи достаточно, например, для работы прибора СРК-73 в течение 2 часов.

Особенности.

Использование стандартного сетевого протокола Ethernet обеспечивает высокую скорость обмена данными между блоками лабораторий и переносным персональным компьютером и аппаратную независимость от его типа.

Программное декодирование телеметрии всех скважинных приборов позволяет подключать к лабораториям новые приборы без внесения изменений и дополнений в аппаратуру. Список подключенных к лабораториям скважинных приборов насчитывает более 500 наименований.

Лаборатории отличаются универсальностью, высокой степенью надежности, простотой эксплуатации и высокой экономичностью. Технические решения, используемые в лабораториях, позволяют максимально повысить эффективность геофизических работ.

Датчик глубины импульсный «Кедр ДГИ-1»

Датчик «Кедр ДГИ-1» предназначен для измерения глубины нахождения скважинного прибора. Датчик устанавливается на щеку нижнего роликового блока (нижний ролик). Один оборот датчика соответствует одному метру перемещения геофизического кабеля. На датчике предусмотрен разъем для подключения датчика магнитных меток «Кедр-ДММГ». Для работы датчика требуется напряжение питания +12 В, которое формирует блок геофизический БГФ.

Рисунок 3.2 Датчик глубины импульсный «Кедр ДГИ-1»

«Кедр ДГИ-1» обеспечивает измерение глубины с точностью ±1 см. Датчик вырабатывает импульсный сигнал «+1 см», «-1 см». Сигнал «+1 см» формируется через каждый сантиметр при спуске, а «-1 см» через сантиметр при подъеме. Сигналы формируются при помощи импульса от уровня +5В до 0В, длительностью 0,6 мс.

Характеристики	Значения
Число импульсов на оборот	1024
Дискретность измерения глубины	1см / 1мм (задается программно)
Тип выходного сигнала импульсы	+1, -1 / квадратурный сигнал
Цифровой интерфейс	RS232
Вход датчика натяжения	0...10В, 0...20мА
Напряжение питания, В	+8...18
Ток потребления, мА, не более	150
Рабочий диапазон температур, ºС	-50...+70
Длительность выходного импульса, мкс	120
Масса, кг	2,6

Таблица 3.1 Технические характеристики датчика глубины

Датчик магнитных меток глубины «Кедр-ДММГ»

Датчик предназначен для регистрации магнитных меток, нанесенных на геофизический кабель. Полярность считываемых меток должна быть SNS.

Датчик натяжения «Кедр ДН-1»

Датчик натяжения «Кедр ДН-1» предназначен для контроля натяжения геофизического кабеля. Рассчитан на работу с одножильным и многожильным геофизическим кабелем диаметрами от 4 до 12.7мм. Датчик размещается на кабелеукладчике лебедки.

Рисунок 3.3 Датчик натяжения

В состав входит:

• датчик натяжения;

• узел сопряжения с кабелеукладчиком лебедки;

• соединительные кабели;

• программное обеспечение для калибровки датчика.

Характеристики	Значения
Диапазон измеряемого натяжения, тонн	от 0 до 10
Диапазон рабочих температур, °C	от -50 до +70
Выходы
Аналоговые	0-10В, 0-5В, 0-20мА, 0-5мА, 4-20мА
цифровой интерфейс	«КЕДР-05» (16 бит)
цифровой интерфейс	«ДНК-2» (10 бит)
Цифровой	RS232
Разрешающая способность, кг	±1
Напряжение питания, В	от 11 до 30

Таблица 3.2 Технические характеристики датчика натяжения.