Прогноз нефтегазоносности по геоморфологическим показателям.
Требуется:
1. Дать характеристику (общее описание) орогидрографии междуречья Соть – Сакмара.
2. Выполнить морфоструктурный анализ закрытой платформенной нефтегазоносной области: выделить и оконтурить морфоструктрные элементы, предполагая, что они могут отражать глубинную нефтегазогеологическую структуру.
3. Выполнить линеаментный анализ рассматриваемой территории.
4 Выполнить анализ мегатрещиноватости.
5. Дать прогноз нефтегазоносности по геоморфологичесикм показателям.
6. Подготовить объяснительную записку (заключение) на целесообразность дальнейшего ведения нефтегазопоисковых работ.
Занятие 8
Подсчет ожидаемых предварительно оцененных запасов нефти (газа) категории С2 в залежи, контролируемой брахиантиклиналью, и обоснование дальнейшей разведки этой залежи углеводородов (предусмотреть ГИС). Нефтегазогеологическая характеристика объекта.
Варианты заданий
А. Разведка залежи нефти, контролируемой антиклинальной структурой, и подсчет ожидаемых запасов нефти по категории С2.При нефтегазопоисковых работах в пределах Александровской брахиантиклинальной структуры пробурено 5 вертикальных скважин. Скв. 1 пройдена в своде структуры. Другие скважины, зависимые о нее, пробурены: скв. 2 в 2 км по аз. 100, скв. 3 в 5 км по аз. 1050, скв. 4 в 3 км по аз. 1900, скв. 5 в 4 км по аз. 2850. Данные о вскрытом пласте-коллекторе - горизонте песчаников приведены в таблице
№№ скв. | Абс.отм. устья скважин м | Абс. отметки продук-тивного горизонта | Мощность пласта, м | Глубина скважин до эабоя, м | Характеристика песчаников | ||
кровля м | подошва м | пористость % | Проницае-мость мD | ||||
*) | *) | ||||||
-824 | -840 | ||||||
-812 | -830 | ||||||
-842 | -855 | ||||||
-792 | -810 |
*) Варианты отметок кровли и подошвы коллектора в скважине № 1:
-710--725; -750--770; -735--755; -760--775; -725--740; -765--780; -730--745; -768-783; -735--750; -770--785; -740--755; -745--760;-750--765 м.
В скв. № 1 получен промышленный приток нефти; в скв. №5 - приток пластовых вод с пленками нефти. В остальных скважинах (№ 2, 3, 4) из песчаников, представляющих коллектор, получена только вода. Горизонт-коллектор подстилается и перекрывается глинистыми породами мощностью около 100-110 м.
Требуется:
1. Построить схему расположения скважин и на её основе структурную карту по кровле продуктивного горизонта и карту изопахит пласта-коллектора в масштабах 1:50000; сечение изогипс - 10 м, изопахит – 1 м.
2. Построить геологические профили НГК (коллектор + покрышка) по линиям скважин вкрест и по простиранию брахиантиклинали; масштабы: горизонтальный - 1:50000, вертикальный -1:5000.
3. Описать геологическое строение участка, дать характеристику коллекторских свойств продуктивного пласта-горизонта.
4. Определить тип залежи, ее форму и размеры в плане и в разрезе (профиле): выделить внешний и внутренний контуры нефтеносности, определить высоту и площадь залежи.
5. Подсчитать запасы нефти объемным методом. При подсчете принять следующие значения параметров:
• коэффициент нефтенасыщенности, Кн= 0.75;
• коэффициент извлечения нефти при упруго-водонапорном режиме, Кизвл= 0.4;
• пересчетный коэффициент к переходу нефти из пластовых в поверхностные условия, Ө=0.85;
• -средняя плотность нефти в поверхностных условиях, р= 0.82 г/см3
6. Наметить скважины первой очереди разведки: показать их расположение на карте и на разрезах, подсчитать объемы проектируемого бурения.
7. Определить для проектируемых скважин рациональный комплекс ГИС.
Геологическая характеристика залежи
Морфологический тип залежи, к какой структуре она приурочена.
Форма: симметричная, несимметричная; ориентировка структуры.
Условия залегания: глубина, углы наклона крыльев свода (градусы, минуты).
Литотип и мощность (толщина) продуктивного пласта-коллектора, вариации значений пористости, проницаемости (от - до), тенденции изменения этих параметров и толщин продуктивных комплексов в тех или иных направлениях.
Подсчет ожидаемых запасов нефти
Объемный метод. Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:
Qo = F х Н х Кпо х Кн х θ х ρ,
где Qо - начальные балансовые запасы нефти, т;
F - площадь нефтеносности, м2;
Н - средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;
Кпо - коэффициент открытой пористости в среднем по коллектору,
доли единицы (%);
Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы (%);
θ - пересчетный коэффициент, учитывающий изменение объема пластовой нефти при подъёме ее на поверхность (обычно 0 /тэта/ около O.85-0.86);
ρ - средняя плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 .
Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:
Q извл= Q0 х Кнефтеотдачи ,
где Q извл - извлекаемые запасы нефти, т
Кнефтеотдачи = 0,4 (зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов).
Вывод: На основании имеющихся данных величина извлекаемых запасов нефти составляет ###,## млн.т.
Комплекс ГИС - геофизических методов исследования скважин. Для изучения литологического состава и физических свойств пород разреза, определения мощности отдельных горизонтов и пачек, оценки их нефтеносности, содержания углеводородов и т.п., в процессе бурения скважин проводится отбор керна, шлама и представительных образцов. Определение содержания углеводородов проводится люминисцентным анализом керна и проб бурового раствора. Изучение литологии и детальное расчленение разреза выполняется разнообразными методами каротажа и технических исследований.
ГИС: электрокаротаж - методы КС и ПС, АК - акустический (сейсмо-) каротаж, радиоактивные методы каротажа ГК (гамма-каротаж), ГГК-П (гамма-гамма-каротаж плотностной). Термометрия, кавернометрия, расходометрия, инклинометрия
Б. Подсчет запасов нефти в ловушках, контролируемых локальными поднятиями, и дальнейшая их доразведка. В северо-восточной части Приморской низменности сейсморазведочными работами МОГТ (профили №14/97-98. 1,2,3,4,5) по отражающему горизонту (ОГ) ТI (кровля владимирской свиты нижнего триаса) закартирована валообразная структура северо-западного простирания, осложненная двумя локальными поднятиями, расположенными друг за другом по оси вала. С целью уточнения прогнозных построений и подготовки валообразной структуры к разведочному бурению составлен проект геологоразведочных работ на нефть и газ, согласно которому пробурено 9 поисково-оценочных скважин глубинами до 1300 м.
Первой разбуривалась брахиантиклиналь, выделенная в северо-западной части вала (скв. 1, 2, 3, 4), затем бурение было осуществлено на брахиантиклинали, выделенной в его юго-восточной части (скв. 6, 7, 8, 9). На седловине, разделяющей указанные брахиантиклинали, пробурена скв. 5.
Скважина 1 заложена в своде северо-западной брахиантиклинали на южном берегу оз. Безымянного в 500 м к северу от отм. 118.6 м (граница рядов 2 и 3, пояс 11); пробурена на глубину 1257.1 м (альтитуда 107.1 м), на глубине 773.1 м вскрыта владимирская свита, представленная аргиллитами мощностью 194 м, под ней на глубине 967.1 м вскрыты песчаники степановской свиты верхней перми, мощностью 46 м.
Скважина 2 заложена по азимуту 2140 на расстоянии 3.4 км от скв. 1; пробурена на глубину 1292.3 м (альтитуда 112.3 м), на глубине 940.3 м вскрыты аргиллиты владимирской свиты, на глубине 1132.3 м - верхнепермские песчаники мощностью 48 м.
Скважина 3 заложена по азимуту 3510 в 3.6 км от скв.1; пробурена на глубину 1292.0 м (альтитуда 112.0 м), на глубине 939.0 м вскрыты нижнетриасовые аргиллиты, на глубине 1132.0 м - песчаники степановской свиты мощностью 49 м.
Скважина 4 заложена по азимуту 630 на расстоянии 3.8 км от скв. 1; пробурена на глубину 1291.3 м (альтитуда 121.3 м), на глубине 949.3 м вскрыты аргиллиты владимирской свиты, а на глубине 1141.3 –песчаники верхней перми мощностью 47 м.
Скважина 5 заложена по азимуту 1470 в 7.0 км от скв.1; пробурена на глубину 1336.0 м (альтитуда 136.0 м), нижнетриасовые аргиллиты вскрыты на глубине 926.0 м, на глубине 1116 .0 м вскрыта 50 -метровая толща песчаников степановской свиты.
Скважина 6 заложена в своде юго-восточной брахиантиклинали по азимуту 1300 на расстоянии 5.2 км от скв. 5; пробурена на глубину 1152.4 м (альтитуда 102.4 м), на глубине 747.4 м вскрыты аргиллиты владимирской свиты, на глубине 942.4 м - песчаники степановской свиты мощностью 45 м.
Скважина 7 заложена по азимуту 750 на расстоянии 3.2 км от скв. 6; пробурена на глубину 1270.8 м (альтитуда 110.8 м), аргиллиты нижнего триаса вскрыты на глубине 936.8 м, верхнепермские песчаники мощностью 46 м вскрыты на глубине 1130.8 м.
Скважина 8 заложена по азимуту 1410 в 3.6 км от скв. 6; пробурена на глубину 1285.9 м (альтитуда 105.9 м), нижнетриасовые аргиллиты вскрыты на глубине 930.9 м, песчаники степановской свиты мощностью 49 м вскрыты на глубине 1125.9 м.
Скважина 9 заложена по азимуту 2570 на расстоянии 4.8 км от скв. 6; пробурена на глубину 1251.4 м (альтитуда 101.4 м), на глубине 928.4 м вскрыты аргиллиты владимирской свиты, на глубине 1121.4 м вскрыта 46 –метровая толща песчаников степановской свиты.
При прогнозе нефтегазоносности песчаники степановской свиты рассматриваются в качестве коллектора, аргиллиты владимирской свиты – в качестве покрышки, которые образуют единый потенциально нефтегазоносный комплекс. В скважинах №№ 1,6 при испытании пласта-коллектора, представленного песчаниками, получены промышленные притоки нефти. ВНК принят на отметке –950 м.
Требуется:
1. . Построить схему расположения скважин и на её основе структурную карту кровли продуктивного горизонта и карту изопахит пласта-коллектора в масштабах 1:50000; сечение изогипс - 10 м, изопахит – 1 м.
2. Построить геологические профили по линиям скважин вкрест и по простиранию брахиантиклинали; масштабы: горизонтальный - 1:50000, вертикальный -1:5000.
3. Описать геологическое строение участка, дать характеристику коллекторских свойств продуктивного пласта-горизонта.
4. Определить тип залежи, ее форму и размеры в плане и в разрезе: выделить внешний и внутренний контуры нефтеносности, определить высоту и площадь залежи.
5. Подсчитать запасы нефти объемным методом. При подсчете принять следующие значения параметров:
• коэффициент нефтенасыщенности, Кн= 0.85;
• коэффициент извлечения нефти при водонапорном режиме, Кизвл= 0.5;
• пересчетный коэффициент к переходу нефти из пластовых в поверхностные
условия, Ө =0.85;
• -средняя плотность нефти в поверхностных условиях, ρ= 0.8 г/см3
6. Наметить скважины первой очереди разведки: показать их расположение на карте и на разрезах, подсчитать объемы проектируемого бурения.
7. Наметить для проектируемых скважин рациональный комплекс ГИС.
8. Дать характеристику залежей, в которой отразить их морфологический тип, форму, размеры, ориентировку и условия залегания, литотип, мощность и физические свойства пласта-коллектора, а также результаты подсчета ожидаемых запасов нефти.
Таблица. Исходные данные
№№ сква-жин | AL м | Глуби-на сква-жин м | Абс. отм. забоя скважи-ны м | Мощ-ность покрыш-ки м | Абс.отм. кровли покрыш-ки м | Мощ-ность коллек-тора м | Абс.отм. коллектора | |
кровли м | подош-вы м | |||||||
Характеристика залежи нефти (газа), приуроченной к антиклинальной структуре простого строения
(примерный текст)
Нефтяная залежь приурочена к асимметричной брахиантиклинальной складке … простирания размерами ... х ... км. Падение … крыла структуры круче её … крыла. Ось шарнира складки погружается в … направлении.
Залежь пластовая сводовая, ненарушенная. Размеры залежи по внешнему контуру нефтеносности ... х ... км. Высота залежи - … м.
Общая площадь нефтяной залежи составляет ... км2. Наименьшая глубина, на которой вскрыта кровля пласта-коллектора - ... м (а.о.-... м), максимальная - … м
Продуктивный горизонт, представленный песчаниками (какими ?), перекрывается и подстилается глинистыми породами (аргиллитами – какими ?) мощностью от … до ... м. Толщина продуктивного горизонта (пласта-коллектора) изменяется от … до … м.
Пористость пород коллектора (песчаников) варьирует от … до …%, составляя в среднем - …%, проницаемость - от … до … мD (миллидарси). Повышенные значения проницаемости песчаников прослеживаются (например, вдоль оси структуры) в ... направлении.
Промышленный приток нефти получен только в своде залежи (скв.1), где нефть встречена по всей мощности продуктивного горизонта. Встреченные в скважине №5 пластовые воды с обильными пленками нефти свидетельствуют о близости водонефтяного контакта (ВНК) к абс. отметке - … м. При проектировании разведки залежи скважины должны быть ориентированы на пересечение кровли пласта-коллектора в диапазоне абсолютных отметок от -… до -… м. Ожидаемые запасы нефти, подсчитанные /объемным методом/ составляют … тыс.т (млн.т).
В. Подсчет запасов нефти на площади «Адзьвинская»
На севере Тимано-Печорской НГП на территории между грядой Нумгормусю и бассейном р. Адэьва сейсморазведочными работами 2 D по отражающему горизонту ОГ - Ю-Iв, отождествляемому с кровлей владимирской свиты верхней юры закартирована антиклинальная структура северо-восточного простирания.
Поисковая площадь, в недрах которой была закартирована структура, получила название «Адзьвинской».
В результате проведенного конкурса право на проведение дальнейших нефтегазопоисковых работ получило ООО «ГЕОНЕФТЕГАЗ».
ООО «ГЕОНЕФТЕГАЗ» подготовлен проект дальнейших геологоразведочных работ (грр) на нефть и газ на площади «Адзьвинская».
Проект грр ООО «ГЕОНЕФТЕГАЗ» на площади «Адзьвинская» прошел согласование в инспекциях «Гостехнадзора», «Госгеолнадзора», «Госгеолэкспертизы», «Госгеолэкологии», выводы и заключения которых были рассмотрены экспертами Департамента государственного геологического контроля.
Согласно утвержденного проекта ООО «ГЕОНАФТА» с целью уточнения сейсмических прогнозных построений и подготовки структуры к разведочному бурению пробурено 8 поисково-оценочных скважин глубинами до 1200 м.
Скважина 1 заложена в бассейне р. Старик-Шор в 700 м к северу от отм. 137.8; пробурена на глубину 1010.4 м (альтитуда 100.4 м), на глубине 850.4 м вскрыта владимирская свита, представленная аргиллитами мощностью 42 м, под ней вскрыты песчаники борисовской свиты средней юры мощностью 18 м. При испытании пласта-коллектора (песчаники борисовской свиты) получен приток нефти – легкой, малосернистой, безпарафинистой. Подстилающие борисовский продуктивный горизонт отложения представлены слабопроницаемыми аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов.
Юрский нефтегазоносный комплекс (НГК): коллектор (борисовская свита) + покрышка (владимирская свита).
Скважины №№ 2, 3, 6, 7, 8 расположены и пробурены в зависимости от скв. №1. Другие скважины зависимы друг от друга (табл. 1).
При испытании песчаников борисовской свиты в скважине 3 получен приток газа (СН4 = 86%).
Требуется:
1. Подготовить таблицы 1 и 2 исходных и рассчитанных данных, необходимых для структурных построений.
2. Составить схему расположения скважин глубокого бурения в масштабе 1:100000.
3. Построить структурную карту по кровле песчаников борисовской свиты средней юры в масштабе 1:100000, заложение изогипс через 20 м.
4. Построить геологические профили по простиранию и вкрест простирания антиклинальной структуры: профиль по линии скважин 4 - 3 – 1 – 8, профиль по линии скважин 2 – 1 - 6.
5. Определить основные параметры закартированной структуры – размерность (длина, ширина, высота складки), ориентировку и морфологию, а также средние мощности коллектора и покрышки, среднюю мощность потенциально газоносного комплекса.
6. Подсчитать запасы НЕФТИ объемным методом.
7. Дать характеристику газогеологического объекта.
Примечание. При построении структурной карты и геологических профилей предусмотреть условные обозначения (скважина, номер; изогипсы кровли продуктивного комплекса; азимуты направлений и расстояния зависимых скважин; абсолютные отметки кровли НГК; аргиллиты (покрышка); песчаники (коллектор); притоки воды; притоки нефти (газа), притоки воды (вода - голубой цвет, газ – розовый, нефть - коричневый); контур и площадь нефтеносности (газоносности) и другие.
Последовательность поставленных вопросов определяет и последовательность решения задачи в целом.
Таблица 1
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2085;