Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

/> /> /> /> /> /> />
Министерство высшего и среднего специального образования Российской Федерации
Российскийгосударственный геологоразведочный университет
Факультет: Геофизический
Кафедра: Сейсмическихи скважинных методов
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
ТЕМА: “Геофизическиеметоды исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторожденияЗападной Сибири”
Проектировал:
Руководитель проекта:
Москва 2006г.

Содержание
Введение
Глава1. Общие сведения о Федоровском месторождении. Краткий физико-географическийочерк
Глава2. История освоения месторождения
Глава3. Геологическое строение месторождения
3.1 Стратиграфия
3.2 Тектоника
3.3 Нефтегазоносность
3.4 Гидрогеологическаяхарактеристика
Глава4. Физические свойства горных пород
4.1 Плотностныесвойства
4.2 Электрическиесвойства
4.3 Радиоактивность
4.4 Нейтронныесвойства
4.5 Акустическиесвойства
4.6 Физическиесвойства нефти и газа
Глава5. Горизонтальные скважины
5.1Обзор имеющихся отечественных технологий геофизических исследований бурящихся горизонтальныхскважин
5.2История развития комплекса АМАК “ОБЬ”
5.3Комплекс методов для геофизических исследований в горизонтальных скважинах
Глава6. Усовершенствование геофизических методов ГИС для горизонтальных скважин
6.1Расширение геологических задач
6.2 Состояниеи перспективы развития методов акустического каротажа, термометрии и резистивиметрии
6.2.1Акустический метод
6.2.2Термометрия и резистивиметрия
6.3 Выбори обоснование методов ГИС
6.4.Усовершенствованная методика обработки и интерпретации
6.4.1.Первичная обработка
6.4.2Методика интерпретации данных ГИС
Глава7.Мероприятия по охране природы, охране труда и технике безопасности
7.1 Техникабезопасности при геофизических работах
7.2 Охрананедр и окружающей среды
Глава8.Технико-экономические показатели проектируемых работ
8.1 Характеристикапредприятия
8.2 Организациятруда
8.3 Расчетнорм времени при работе с комплексом АМАК “ОБЬ” АЛМАЗ-2 и АК-Г
8.4 Сравнительныйанализ сметной стоимости работ при производстве ГИС в горизонтальных скважинахпо трем технологиям
Заключение
Литература

Введение
Данный проект посвящен исследованию горизонтальныхскважин Федоровского нефтегазового месторождения. Тема на сегодняшний моментявляется актуальной. Комплекс по геофизическому исследованию горизонтальныхскважин постоянно развивается и совершенствуется.
Впервые в практике российской нефтяной отрасли задачубурения поставило открытое акционерное общество «Сургутнефтегаз», выбравосновным объектом строительства горизонтальных скважин Федоровское нефтяноеместорождение (Горизонт АС-4-5-6).
Наиболее эффективным является переход от буренияодиночных ГС к бурению и широкомасштабному промышленному освоению систем наоснове бурения сотен ГС в комбинации с вертикальными и наклонно-направленнымискважинами на одном объекте.
При увеличении объемов бурения горизонтальных скважин встаетвопрос о выборе более эффективной технологии добычи нефти. С 2003 года в ОАО«Сургутнефтегаз» начато бурение горизонтальных скважин с хвостовиком. Бурениескважины производится инструментом меньшего диаметра и на биополимерном солевомрастворе, который само разрушается через две недели, при этом отсутствуетзагрязненность коллекторов, как при глинистом растворе.
Таким образом, создание высокоинформативной безопаснойтехнологии проведения ГИС в горизонтальной части ствола скважины и еескорейшего внедрения в практику работ на Федоровском месторождении являетсядавно назревшей и актуальной проблемой.
Настоящий дипломный проект составлен с использованиемрезультатов промыслово-геофизических исследований скважин Федоровскогогазонефтяного месторождения, текущих карт состояния разработки, геологическихотчетов треста «Сургутнефтегеофизика», материалов разработчиков комплекса АМАК«ОБЬ», АЛМАЗ-2, МГКР, АК-Г, литературы о методах ГИС и полезных ископаемых.[1-9]
Автор дипломного проекта ранее работал в партии ГТИ и былнепосредственным исполнителем геофизических исследований горизонтальныхскважин, а сейчас работает в контрольно интерпретационной партии треста«Сургутнефтегеофизика». Лично занимается приемкой первичного материала, оценкойкачества ГИС на ЭВМ. Участвует в обмене опытом с работниками КИПов с цельюосвоения новых методик обработки материалов ГИС.

Глава 1.Общие сведения о Федоровском месторождении. Краткийфизико-географический очерк
В административном отношении Федоровское месторождениерасположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменскойобласти.
Ближайшим крупным населенным пунктом является городСургут (30-35 км).
Федоровское месторождение (рис.1.1) находится в 10 км к северо-востоку от разрабатываемого месторождения — Западно-Сургутского. В 35-45 км от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Усть-Балык-Омск иТюмень-Курган-Альметьевск.
Район работ представляет собой слабо пересеченную, сильнозаболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному течениюр. Оби.
Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 м до +75 м.
Основная водная артерия района — р. Обь. Течение рекимедленное (0,3-0,5 м/сек), спокойное. Ширина реки колеблется от 850 м до 1300 м, глубина 8-18 м. Река судоходная в течение всей навигации, со второй половины мая доконца октября.
Непосредственно на площади месторождения гидрографическаясеть представлена множеством ручьев и рек. Наиболее крупная из них р. Черная — правый приток Оби.
На всей территории наблюдается большое количество болот иозер. Самое крупное озеро Пильтон-Лор имеет площадь около 100 км2. Болотанепроходимые, замерзают лишь к концу января.
Растительность представлена смешанным лесом спреобладанием на водоразделах хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками поберегам рек и протоков.
Климат резко континентальный с продолжительной холоднойзимой, теплым непродолжительным летом и короткой весной и осенью.
По данным многолетних наблюдений среднегодоваятемпература низкая и колеблется от -3,2оС до -2,6оС. Наиболее высокаятемпература летом достигает +30оС. Зимой температура падает до -50оС.Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадковприходится на май-август.
Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходитв конце апреля. Толщина снегового покрова в лесах достигает 2 м. Грунт промерзает до 1,5 м, на болотах до 0,20 м. Толщина льда на больших реках до 40-80 см, на озерах до 40 см.
Район относится к слабонаселенным. В г. Сургуте, самомнаселенном пункте, живет более 200 тыс. человек. В нем сосредоточены основныепромышленные предприятия, нефтеперерабатывающий завод, ГРЭС-1, ГРЭС-2,нефтедобывающие управления, объединение Сургутнефтегаз, нефтеразведочнаяэкспедиция, крупный аэропорт, железнодорожный узел и речной порт.
В связи с развитием нефтедобывающей промышленности врайоне население постоянно растет.
Коренное население (ханты, манси) в основном занимаетсялесозаготовками, рыболовством, охотой; коренное русское население — животноводством и земледелием.
Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченностиразвита слабо. Построена бетонная дорога от г. Сургута до г. Нижневартовска иНефтеюганска, а также от г. Сургута до Федоровского месторождения. Железнаядорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, г. Нижневартовском и Уренгоем.
Строительные материалы
Федоровское месторождение находится на территорииСургутского экономического района, где сосредоточены большие объемыкапитального строительства. Интенсивный рост жилищного и промышленногопроизводства требует значительного количества строительных материалов.
Поисково-разведочные работы на строительные материалы вСургутском районе проводились поисковыми партиями Тюменской комплекснойгеологоразведочной экспедиции Главтюменьгеологии.
В результате проведенных работ открыты месторождениякерамзитовых и кирпичных глин, строительных песков, песчано-гравийной смеси.
Калиновореченское месторождение песчано-гравийной смеси сзапасами 11700 тыс. м3 расположено в 15 км к северо-западу от г. Сургута. Сырье пригодно для употребления в бетонах, штукатурных и кладочных работах.
Черногорское месторождение строительных песков находитсяв районе г. Сургута. Пески пригодны для штукатурных и кладочных растворов вкачестве инертного заполнителя, в бетонах и железобетонах, а также для варкиоконного и технического стекла.
Локосовское месторождение керамзитовых и кирпичных глиннаходится в 100 км к востоку от г. Сургута, на восточной окраине с. Локосово.Запасы его по категориям АВС1 составляют 6191 тыс.м3. Из сырья месторождения сдобавкой 1,5% солярового масла и 3% пиритных огарок получают керамзит марки500. Эти глины пригодны для изготовления кирпича марки 100-125 с сушкой вискусственных условиях и марки 75-100 с сушкой в естественных условиях. Запасыглин утверждены в ГКЗ СССР 25 декабря 1964 года по категориям: А-1186 тыс.м3,В-2725 тыс.м3, С1-2280 тыс.м3. В настоящее время на этом сырье работаетЛокосовский кирпичный завод.
В Сургутском районе и непосредственно на площадиместорождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия и песка, которыеиспользуются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог,оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.
Важным строительным материалом является лес.

Глава 2. История освоения месторождения.
Нефтяные месторождения, как и каждый человек, имеют своюсудьбу. В августе 1971 года при бурении скважины Р-62 нефтеразведки объединения«Обьнефтегеология» получили фонтан нефти дебитом 200 тонн в сутки. Онизвестил об открытии нового месторождения, о котором заговорили сразу,поскольку вырисовывались небывалые перспективы и даже возникло сравнение сСамотлором. Геологи уверяли, что здесь тоже уникальные залежи нефти. В процессеразведки выявилась промышленная нефтегазоносность двенадцати пластов. Предполагаемаяплощадь добычи исчислялась 1260 квадратными километрами.
Новую подземную кладовую нарекли младшей сестрой«Самотлора». А названию месторождения было дано в честь В.П.Федорова,главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции, специалиста, которыйотдал много энергии и сил разведке недр Среднего Приобья. При егонепосредственном участии были открыты многие месторождения, составившие впроцессе их дальнейшей разработки основу нефтедобывающей промышленности края.
С первых же дней Федоровское месторождение сталосвоеобразным полигоном ускоренного внедрения новых методов. Первоочередныеучастки были переданы в эксплуатационную разработку уже в 1972 году.
Институт «Гипротюменьнефтегаз» в проектепредусмотрел сооружение промысловых объектов только из блоков и узловзаводского изготовления с полной автоматизацией. В короткий срок был построентрубопровод, связавший Федоровское месторождение с Западно-Сургутским товарнымпарком.
В первые годы обустройством Федоровского месторождениязанимается старейшее в регионе нефтегазодобывающее управление«Сургутнефть». Объемы растут, и в мае 1977 года принимается решение осоздании НГДУ «Федоровскнефть». В течении года было добыто свыше 10млн. тонн сырья. Промысловики приступают к подготовке нефти высшей группы качества,успешно справляются с планом по сдаче сырья экспортной кондиции.
Но не все давалось так просто. Еще в декабре 1977 года врезультате срыва сроков ввода объектов системы ППД дефицит закачки водысоставил тогда 10 млн. м3, пластовое давление в зонах отбора жидкостизначительно снизилось и, как следствие, стала уменьшаться производительностьскважин, возрос газовый фактор. Все это, в конечном счете, отрицательносказывалось на режиме эксплуатации месторождения. Необходимо было в срочномпорядке форсировать строительство объектов для обеспечения стабильногофункционирования промысла.
За годы освоения этой уникальной подземной кладовой былопостроено более 4,5 тысяч эксплуатационных и нагнетательных скважин, добытосвыше 430 млн. тонн нефти и более 50 млрд. м3 газа. Из 10 скважин получено по 1млн. и более тонн сырья.
И все-таки падение уровня добычи – удел всехместорождений, процесс, так сказать, необратимый. Но это не значит, что былипотеряны объемы сырья. Упущено обустройство под систему газлифтных скважин, аглавное – под систему ППД. Когда в 1983 – 1985 годах началось падение объемов,все силы специалистов объединения и НГДУ были брошены на то, чтобы исправитьситуацию. И хотя снижение добычи на Федоровском месторождении продолжалось до1996 года, а по некоторым объектам наблюдается и сейчас, ситуация в целомстабилизировалась. В первую очередь за счет ввода в разработку залежи АС 4-8, итехнологическая схема составлена таким образом, что в течение ближайших летбудут удерживаться объемы на одном уровне. Это очень существенный момент. Исейчас мы имеем «ковер» для бурения до 2018 года.
Опытные и экспериментальные работы по этим вариантамосвоения начались еще в 1985 году. Первые результаты были утешительными,извлечь из имеющихся запасов всего 15%. Строительство горизонтальных скважиндает гораздо больше – 25%.
Пять комплексов телеметрических систем приобрели уамериканской фирмы «SPERRY-SAN». Проектом предусмотрено пробурить1000 горизонтальных скважин. И, надо сказать, первые результаты неплохо соотносятсяс прогнозами. Если начальные дебиты по обычным наклонно-направленным скважинамсоставляют около 13 тонн в сутки, то по горизонтальным – 50 тонн в сутки.Правда, они и дороже в 3 раза, но себя оправдывают.
В мае 2002 года коллектив НГДУ «Федоровскнефть»отметил свое двадцатипятилетние.
Перспектива Федоровского месторождения всегда былаобозначена довольно четко. И внедрения новых методов, и применения современногооборудования, готовы продлить жизнь этой подземной кладовой еще на долгие годы.

Глава 3.Геологическое строение месторождения.
3.1 Стратиграфия
В геологическом строении месторождений принимают участиепороды палеозойского фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла,сложенного песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой, палеогеновой ичетвертичной систем.
Доюрский фундамент.
Породы доюрского фундамента представлены диабазовымипорфиритами и трещиноватыми кристаллическими базальтами, относящимися повозрасту к палеозойской группе.
Мезозойская группа
Юрская система.
Отложения юрской системы представлены нижним, средним иверхним отделами. Мощность этих отложений колеблется от 60 до 380 м. Нижний отдел представлен Тоарским ярусом. Отложения этого возраста представленыТюменской, Абалакской, Георгиевской и Баженовской свитами.
Нижний – средний отдел (нерасчлененные).
J1-2(тюменская свита)
Тоарский-ааленский-байосский-батский ярусы.
Отложения Тюменской свиты несогласно залегают на породахполеозойского фундамента.
Тюменская свита представлена чередованием песчаников,алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелкозернистые, алевролиты серые, аркозовыеи полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, к низу переходящие вполимиктовые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков и прослойкиугля. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистые, иногда углистые. Встречаютсяпрослои угля и углистого сидерита. Глинистые породы свит обогащеныОВ, содержание которого достигает 3%.В верхней части тюменской свитыпрослеживается нефтеносный пласт. Мощность тюменской свиты изменяется от 0 до 300 м.
Верхний отдел.
Келловейский, оксфордcкий, киммериджскийярусы(нерасчлененные).
J3 kl-ox(абалакская свита).
J3 kl-ox(васюганская свита).
J3 km (георгиевская свита).
Верхнеюрские отложения представлены морскими фациями исодержат фауну аммонитов и фораминифер, позволяющие выделить келловейский,оксфордский, киммериджский ярусы, которые согласно залегают на батскихотложениях. Результаты палинологических исследований не дают достаточногоматериала для ярусного расчленения. Представлена абалакской, васюганской игеоргиевской свитами.
Отложения Абалакской свиты довольно отчетливо выделяютсяпо всему Сургутскому нефтеносному району. Повсеместно в основании разреза свитызалегает пласт черных аргиллитов, местами битуминозных с прослоями серогоалевролита. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников,алевролтов и аргиллитов. В верхней части разреза абалакской свитыпрослеживается нефтеносный пласт ЮC1.
Васюганская свита представлена слабобитуминознымиаргиллитами, прослеживается не по всему Сургутскому нефтеносному району.
Отложения георгиевской свиты, представленные аргиллитамибитуминозными, почти черными, с включениями рыбного детрита, с отпечаткамипелеципод и аммонитов. В основании свиты — конкреции фосфоритов, присутствуютне повсеместно, в сводовых частях отдельных локальных структур они отсутствуют.
Волжский ярус.
J3V (баженовская свита)
Отложения волжского яруса, представленные баженовскойсвитой (J3v), сложены плотными темносерыми аргиллитами, отчетливо выделяются повсему району. В кровле свиты встречаются прослои глинистых известняков.Отложения согласно залегают на породах келловей-оксфорд-киммериджскоговозраста. В разрезе свиты прослеживается нефтеносный пласт ЮС0.
Меловая система.
Суммарная мощность меловых отложений достигает 2000 м. Меловые отложения представлены нижне и верхнемеловыми, морскими, лагунными и континентальнымифациями.
Нижний отдел.
Бериасский, валанжинский ярусы(нерасчлененные)
K1 br-v(Мегионская свита).
Образования этого отдела представлены преимущественноглинистыми осадками бериасс-валанжского возраста, объединенные в мегионскуюсвиту, которая согласно залегает на породах баженовской свиты и представленааргиллитами темносерыми, часто алевритистыми, гидрослюдистыми. Алевролиты ипесчаники — аркозовые, реже полимиктовые. Встречаются обломки ростра белемнитаи раковин пелеципод. В основании разреза мегионской свиты выделяется ачимовскаяпачка, представленная чередованием аркозовых песчаников светло-серых и серых скрупнозернистым алевролитом, с прослоями сидеритов. В составе ачимовской пачкивыделяется несколько продуктивных пластов сложного строения БС22, БС19-21,БС18, БС16. В верхней части разреза мегионской свиты прослеживается четыре нефтеносныхпласта БС14, БС12, БС11 и БС10. Кровлей мегионской свиты является чеускинскаяпачка.
Валланжинский, готеривский, барремскийярусы(нерасчлененные).
K1v-g-b (вартовская свита)
Вартовская свита представлена нижней и верхнейподсвитами. Мощность ее колеблется от 250 до 310 м.
Нижняя подсвита представлена тремя пачками — нижняя,средняя и верхняя пимская.
Нижняя и средняя представляют собой чередованиепесчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелко- и крупнозернистые иногдаизвестковистые. Алевролиты серые и светлосерые, аркозовые и полимиктовые.Наблюдается глауконит. Пимская пачка четко выделяется среди других тем, что онасложена аргиллитами темно-серыми, иногда алевритистыми, изредка наблюдаютсяпрослои буровато-желтого глинистого сидерита. В нижней пачке прослеживаются тринефтеносных пласта — БС7, БС8, БС9. Средняя пачка содержит пять нефтеносныхпластов — БС6, БС5, БС4 БС2-3, БС1.
Верхняя подсвита сложена переслаивающимися песчаниками,алевролитами и глинами. Песчаники серые и светло-серые, аркозовые иполимиктовые. Алевролиты серые и темно-серые, реже зеленовато-серые,коричневые. В верхней пачке прослеживается восемь нефтеносных пластов — АС12,АС10-11, АС9, АС8, АС7, АС5-6, АС4.
Аптский ярус.
K1ap(алымская свита).
Алымская свита развита по всему району Сургутского сводаи сложена серыми и зеленовато-серыми аргиллитами с тонкими прослоями серыхалевролитов. В средней части свиты породы опесчанены. В верхней части свитыаргиллиты темносерые битуминозные. По литологическому составу свитарасчленяется на две подсвиты — нижняя и верхняя кошайская. Каждая подсвитачетко по составу разделяется на две пачки — нижняя и верхняя. Мощность свитысоставляет 80-140 м.
Нижний, верхний отделы(нерасчлененные).
Аптский, альбский, сеноманcкий ярусы.
K1ap-al-k2sm (покурская свита).
Покурская свита представляет собой чередованиеслабоуплотненных песков, песчаников, глин и алевролитов с преобладаниемгрубообломочных пород с редкими прослоями глинистых известняков. Породысодержат линзы и прослои угля, обломки древесины. Присутствуют морскиеобразования.
Свита расчленяется на три подсвиты — нижняя, средняя иверхняя. В основании нижней подсвиты выделяется чернореченская пачка, мощностькоторой составляет 80-120 м. Сложена серыми алевролитами, светлосерымимелкозернистыми песчаниками и серыми, темносерыми глинами.
Верхний отдел.
Туронский ярус.
K2t(кузнецовская свита).
Кузнецовская свита, слагающая нижнюю часть туронскихотложений, представлена серыми, темносерыми однородными глинами. В верхнейчасти глины опесчанены.
Туронский, коньякский, сантонский, кампанcкийярусы(нерасчлененные).
K2 t-cn-st-cp(березовская свита).
Березовская свита четко разделяется на две подсвиты — нижнюю опоковидную и верхнюю глинистую. Нижняя сложена опоками, местамипереходящими в опоковидные глины. Верхняя — глинами серыми, в нижней части сголубовато-зеленоватым оттенком. Мощность свиты — 60-170 м.
Кампанский, маастрихтский, датский ярусы (нерасчлененные).
K2cm-ms-d (ганькинская свита).
Ганькинская свита сложена глинами с мелкораковистымизломом. Встречаются обломки известковой фауны. Мощность достигает 70 м.
Кайнозойская группа.
ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА.
Палеогеновая система представлена палеоценовой, эоценовойи олигоценовой толщей осадков, разделенной на талицкую, люлинворскую,чеганскую, атлымскую, новомихайловскую и журавскую свиты.
Палеоцен.
Нижний – верхний отделы (нерасчлененные).
P1(талицкая свита).
Нижний и верхний палеоцен представлены талицкой свитоймощностью 40-50 м. Разделяется на две подсвиты — нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представлена однородными темносерымиглинами, местами алевролитистыми. Алевролитистые глины с включениями мелкихединичных линз известкового песчаника.
Верхняя подсвита также представлена темносерыми глинами,но с присутствием тонких присыпок кварцево-глауконитовых алевролитов.
Эоцен.
Нижний, средний, верхний (нерасчлененные).
P21-P31(люлинворская свита)
Ярусы эоценового отдела распространены не повсеместно вследствии их малого размера. Мощность эоценовых отложений составляет 60-100 м. Этот отдел представляет люлинворская свита. Свита подразделяется на три подсвиты.
Нижняя подсвита сложена зеленовато-серыми глинами,нередко с прослоями алевролита.
Средняя подсвита сложена однородными зеленовато-серымиглинами.
Верхняя подсвита отличается от средней включениямиглауконита, пирита и фауны.
Эоцен — олигоцен.
Верхний эоцен, нижний олигоцен(нерасчлененные).
P23-P31 (чеганская свита).
Чеганская свита представлена двумя подсвитами — нижней иверхней, сложена светлозелеными глинами, сидеритизированными с включениямипирита со следами ожелезнения, с прослоями алевролита и известняка. Основаниеверхней подсвиты прослеживается по чередованию глин и прослоев алевролита иизвестняка. Мощность свиты -60-100 м.
Нижний олигоцен.
P31(атлымская свита).
Атлымская свита представлена песками средне- имелкозернистыми, преимущественно кварцевыми, глинами серыми, коричневыми спрослоями песков и бурых углей. Мощность свиты — 100-125 м.
Средний олигоцен.
P32(новомихайловская свита).
Новомихайловская свита представляет собой неравномерноепереслаивание песков и глин. Пески серые, светлосерые, тонкозернистые,полевошпатовые кварцевые с включением растительных остатков. Глиныкоричневатосерые, песчаные и алевролитистые, слоистые. Мощность свиты — 100-110 м.
Верхний олигоцен.
P33(журавская свита).
Журавская свита, мощностью 30-45 м, представлена алевролитистыми глинами, плотными с редкими прослоями и линзами алевролитасветлосерого, микрослоистого.
Четвертичная система.
Осадки четвертичной системы залегают на размытойповерхности отложений палеогена. Представлены песками, глинами иозерно-аллювиальными образованиями. Современные осадки сложены пойменнымаллювием и покровными отложениями.
Сводный геолого-геофизический разрез предоставлен в табличномвиде в приложении 1.
3.2 Тектоника
В тектоническом отношении Федоровское месторождениерасположено в пределах Сургутского свода. Сургутский свод принадлежит к числунаиболее крупных структур I порядка Западно-Сибирской платформы.Западно-Сибирская платформа возникла в послепротерозойское время и относится кмолодым.
Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехлаЗападно-Сибирской нефтегазоносной провинции в 1973 году составленатектоническая схема под редакцией И. И. Нестерова (рис.1.3.1).
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты, котораяявляется одним из крупнейших структурных элементов земной коры, выделяется триструктурно-тектонических этажа (фундамент, промежуточный этаж и чехол),различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническимособенностям.
Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, исоответствует геосинклинальному этапу развития современной плиты и представленизверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами, подвергнувшимисяорогенезу. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Этиотложения слагают складчатый фундамент плиты, изученный крайне слабо, посколькуизучение его возможно, в основном, геофизическими методами.
Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующийпарагеосинклинальный этап в истории развития, соответствует отложениямпермско-триасового возраста.
От образовавшегося нижнего этажа эти породы отличаютсяменьшей степенью дислоцированности и метоморфизма. Развиты они не повсеместно.В пределах рассматриваемого района отложения среднего этажа не вскрыты.
Наиболее полно изучен верхний структурно-тектоническийэтаж, сложенный мощной толщей горизонтально залегающих мезозойско-кайнозойскихпород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента ипредставленный терригенными песчано-глинистыми отложениями. Именно этиотложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородовв пределах Западно-Сибирского региона.
В целом, Сургутский свод и осложняющие его структурынизких порядков относятся к Центральной тектонической области. Для центральнойтектонической области характерным признаком является преобладание структур ссеверо-западным и северо-восточным простиранием.
Сургутский свод граничит на северо-западе, юго-западе июге соответственно с Надымской, Ханты-Мансийской и Юганской мегавпадинами. Навостоке Ярсомовским прогибом он отделяется от Нижневартовского свода, на севере– системой небольших впадин от Пурпейского свода. На западе, на границеХанты-Мансийской и Надымской меговпадины через небольшую седловину амплитудой75-100 м Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной. Поотношению к днищам окружающих впадин перепад глубины до наиболее приподнятойчасти свода по кровле баженовской свиты равен 600-800 м.
Федоровское Месторождение — одно из крупныхмногопластовых месторождений Сургутского свода.
В тектоническом плане Федоровское месторождениеприурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка,расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту«Б» Федоровская структура представляет собой крупную брахиантиклинальнуюизометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями.Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским,Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов восновном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудойподнятий и углами падения слоев.
3.3 Нефтегазоносность
К настоящему времени в пределах Сургутского свода открытоболее 40 месторождений нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинствоместорождений – многопластовые, продуктивными являются отложения юры(тюменская, васюганская и баженовская свиты), меловые отложения (мегионскаясвита (ачимовская толща, пласты БС10`-14) и вартовская свита( пласты БС1-2 иАС4-9)).
Промышленные скопления нефти Федоровского месторожденияприурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пластыБС16, БС10, БС101 ), готерива (пласты БС2. БС1), баррема (пласты AC9, AC7-8,АС61, АС5-8, AC4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.
В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносностиотмечены только в пласте БС16 на собственно Федоровской площади. Залежь вскрытачетырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки.Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 6,6 м.
В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловойсистемы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пластБС10. Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом,охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почтивсе осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением являетсяСеверо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубокимпрогибом. Пласт БС10 литологически неоднороден, фациально изменчив как поразрезу, так и по площади.
При детальной корреляции разрезов скважин пластразделяется на две пачки — верхнюю и нижнюю. Верхняя пачка представленамонолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной изападной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточнойчасти месторождения (Восточно-моховая площадь) общая толщина верхней пачки непревышает 8-17м. Уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до2м., в западной части месторождения (Федоровская площадь) верхняя пачка имеетобщую толщину 10-13м. В центральной части (Моховая площадь) общая толщина резковозрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки поместорождению 27,5 м..
Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых ипесчаных разностей. В некоторых скважинах песчаники нижней пачки целикомзамещаются глинами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.
Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью.Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке –2242 (±3) м. Коллекторские свойства пласта:пористость 24%, нефтенасыщенность 0.68, коэффициент песчанистости от 0,43 до0,56, проницаемость (443-571)х103 мкм2. Залежь пластово-сводовая высотой 70 м. площадь 38 х 47 км.
В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пластБС101. Песчаники пласта распространены по всем поднятиям Федоровскогоместорождения, но нефтенасыщены коллекторы только на собственно Федоровском иВосточно-Моховом поднятиях. На Федоровском поднятии пласт БС101 имеет сложноелинзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенныхнебольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184 м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте БС101 выделяется три залежи. Уровень ВНК принятна абсолютной отметке -2198м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. НаФедоровской площади коэффициенты пористости от 12 до 24%, нефтенасыщенности0,63, песчанистости 0,34, проницаемости 0,206мкм2, нефтенасыщенные толщины до 10,2 м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м… Пласт ВС101 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения наФедоровской площади).
К нижней подсвите вартовской свиты (нижний отдел меловойсистемы) относятся нефтеносные пласты БС1-2. Они обладают хорошимиколлекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар.Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке -1970 ± 5 м. для Федоровской площади, и -1962 ± 4 м. для Моховой.
Пласт БС2 присутствует на Федоровской и Моховой площадях.Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных повысоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Федоровской площади,три — к Моховой. Коллекторские свойства пласта: пористость 27%,нефтенасыщенность 0,66 – 0,71 коэффициент песчанистости 0,54-0,65.проницаемость 0,717 мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 14 м. среднее значение 4,9 м..
Залежи пласта БС1 выявлены на Федоровском, Моховом иСеверо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительнонебольшую толщину, преимущественно 2,5 – 4 м… Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площади до 6 м… Емкостно-фильтрационные свойства пласта:пористость 25 — 26%, нефтенасыщенность 0,66 – 0,71, коэффициент песчанистости0,45 – 0,60, проницаемость 0,621 мкм2.
В разрезе верхней подсвите вартовской свиты выделяетсяряд песчаных пластов, шесть из которых являются на Федоровском месторождении нефтеносными:АС4, АС5-6, АС7-8, АС9.
Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностьюкак по разрезу, так и по площади. На собственно Федоровском поднятии выделяютсятри отдельные залежи, кроме того, на сочленении Федоровской и Моховой площадейвыделены еще две небольшие водонефтяные залежи.
На юге Федоровской площади пласт более мощный по толщине,к северу расчленяется на несколько проницаемых прослоев. Уровень ВНК по залежамизменяется в метрах от 1846 до 1861 в абсолютных отметках .
Газовую шапку имеет лишь одна залежь. ГНК отбивается наабс.отм.-1844-1845,8 м. Размеры её небольшие – 1,75х1,4 км..
Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористость 26-27%, нефтенасыщенность 0,62 – 0,70, коэффициент песчанистости 0,47 – 0,59,проницаемость 0,609 – 0,943 мкм2. Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяютсяот 0,4 до 15,2 м. среднее значение 4-5 м. Газонасыщенная толщина 4,1 м.
Залежи пластов АС7-8. Вскрыты всеми пробуренными наместорождении скважинами, имеют толщину 20 м. На Федоровском поднятии в пласте образовались две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от вышеи ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пластыимеют свои ВНК и ГНК (-1839,4 ± 4 м. и –1836,2 ± 1,2 м. соответственно). На остальных площадях месторождения они объединяются в одну гидродинамическуюсистему с пластами AC5-6, поэтому выделены в единый подсчетный объект AC5-8.
Пласты АС7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторскиесвойства: пористость — 24%, нефтенасыщенность – 0,54, коэффициентпесчанистости 0,54 – 0,65, проницаемость 0,106 – 0,162 мкм2. Нефтенасышенныетолщины достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь) и 5,9 м (Моховая площадь), газонасыщенные — 16 м., в среднем 6,8 м.
Залежи пластов AC5-6 практически занимают всю площадьФедоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площадимногочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое,Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы AC5-6 Мохового и Восточно-Моховогоучастка гидродинамически взаимосвязаны с пластами AC5-8 Федоровской площади иобъединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средниезначения отметок ГНК для Федоровской площади –1809,8 м., а для Моховой иВосточно-Моховой –1808,7 м… Средние отметки ВНК по площадям составили -1818 м., -1822 м. и -1829 м., соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.
Добывающие скважины вскрыли продуктивные зоны в разрезепластов AC5-6, где присутствует трехфазное насыщение: сверху — газ, затемнефть, внизу – вода.
Коллекторские свойства пласта: пористость 26%,нефтенасыщенность 0,65, коэффициент песчанистости до 0,52 – 0,65, проницаемость0,377 – 0,726 мкм2. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0,4-19,3 м., газонасыщенные 0,6 – 30,6 м..
Залежь пласта AC5-6 пластово-сводовая, площадь ее 31,5 х 41 км., высота 55 м..
Залежь пласта АС4 газонефтяная, пластово-сводового типа,по размерам самая крупная на Федоровском месторождении, размеры её 51,2x 36.4 км, высота залежи 65 м. Начальная нефтенасыщенность пласта 0,61-0,67 пористость 26% коэффициентпесчанистости 0,47 проницаемость 0,450 мкм2 Эффективная газонасыщенная толщинаколеьлется от 0,4 до 21,6м, неытенасыщенные толщины изменяются от 0 до 11,1 м. От нижележащих пластов AC5-8, пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана потолщине и площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов,принята условная граница раздела.
По материалам ГИС в среднем ГНК принят на абсолютнойотметке -1810 м. Средняя отметка ВНК для Федоровской площади –1821,6 м., дляМоховой -1817 м., для Восточно-Моховой -1820 м..
3.4 Гидрогеологическая характеристика
В гидрогеологическом отношении Федоровское месторождениерасположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.
Район Федоровского месторождения относится к южнойгеокриологической зоне ЗСН, для которой характерно существованиепреимущественно древней реликтовой толщи мёрзлых пород, залегающих на небольшихглубинах (до 200м и более). Многолетнемерзлые породы (ММП) нередко чередуются сучастками охлажденных и талых пород по площади и в разрезе, создаваяблагоприятные условия для гидравлической связи между водоносными горизонтамиверхнего гидрогеологического комплекса и поверхностными водами.
На Федоровском месторождении реликтовая мерзлота залегаетна глубинах от 180м. до 250м. Средняя мощность ММП составляет 40м. Мерзлымиявляются породы нижней глинистой части новомихайловской свиты, и верхняя частьатлымской свиты.
В пределах вскрываемой части Федоровского месторождениявыделяются следующие водоносные комплексы:
Валанжин-готерив-барремский водоносный комплексохватывает отложения песчаных пород мегионской и вартовской свит. В целом комплекссложен чередованием песчаных пород с глинистыми. Водообильность их весьмаразличная и зависит от коллекторских свойств водовмещающих пород. Дебиты водыпо пласту БС10 достигают 144 м3/сут., при динамическом уровне 1038м.Минерализация вод в верхних пластах комплекса составляет 14-20 г/л (пластыгруппы АС4-9, БС1-2), в нижних 15-25 г/л (пласты группы БС8-10). Водыхлоркальциевого типа. Сульфиды отсутствуют. Воды повсеместно насыщеныуглеводородным газом с содержанием метана от 89% до 94%, тяжелых углеводородов7-3,6 %, содержание азота 2-4%. Содержание СО2 не превышает 0,5 %, сероводородотсутствует.
Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс сложен рыхлыми ислабосцементированными песками и песчаниками покурской свиты. Дебиты воды достигают1000-1500 м3/сут. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация около 15-21 г/л,удельный вес 0,892-0,996 г/см3 в пластовых условиях. Содержание закисного иокисного железа до 0,04 мг/л, содержание брома 43-57 мг/л, йода 4,3-18,7 мг/л.Вода имеет слабощелочную реакцию (PH=6,2-8,9). Воды напорные, их широкоиспользуют для законтурного зоводнения.
Комплекс характеризуется преимущественно свободнымводообменом. Условия питания, циркуляции, влияние климатических игеоморфологических факторов обуславливают наличие в нем и пресных подземныхвод, имеющих практический интерес для целей хозяйственно-питьевоговодоснабжения. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единуюводонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлическисвязаны между собой.
Подземные воды комплекса в настоящее время используютсядля поддержания пластового давления при эксплуатации нефтяных месторождений.Близость их химического состава с составом нефтяных вод обеспечивает им хорошовымывающую способность, повышающую нефтеотдачу пласта. Кроме того, эти воды нетребуют очистки и могут добываться непосредственно на самом эксплуатируемомместорождении. Большой интерес подземные воды комплекса представляют дляпромышленной добычи йода.
Верхний водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениямчетвертичного и олигоценового возраста. Общая мощность 350-400 м. Проницаемые породы комплекса содержат слабонапорные воды гидрокарбонатно-натриевого состава,минерализация 1 г/л. Дебиты скважин достигают 150-500 м3/сут. Воды пригодны дляупотребления в бытовых и технических целях.
Питание подземных вод осуществляется, в основном, за счетатмосферных осадков. Разгрузка происходит в гидросеть. В санитарном отношенииводы четвертичных отложений отвечают требованиям ГОСТа 2374-82, но в пределахкрупных населенных пунктов качество вод снижается вследствиехозяйственно-бытового загрязнения, в связи с этим, ограничивается возможностьиспользования подземных вод для целей питьевого водоснабжения

Глава 4.Физические свойства горных пород
Плотность осадочных пород зависит от минеральногоскелета, пористости, обусловленной структурой и происхождением пород, плотностижидкости, заполняющей поры. Размер пор и форма их зависят от формы и размеровпородообразующих частиц.
Плотность горной породы – масса единицы объема абсолютносухой горной породы, измеряется в кг/м3, г/см3. Так как плотность минеральногоскелета горных пород изменяется в узких пределах, то плотность горных породобычно обратно пропорциональна их пористости.
Пористость горной породы – свойства породы, заключающиесяв наличие в ней пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористостьизмеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение объема всехпустот горной породы к ее общему объему, выраженное в процентах или доляхединицы.
Различают:
пористость абсолютную – все пустоты горной породынезависимо от их формы, величины и взаимного расположения;
пористость открытую (насыщенную) – совокупностьсообщающихся между собой пустот;
пористость эффективную – совокупность пустот горнойпороды, участвующих в процессе фильтрации.
Пористость реальных коллекторов нефти и газа редкопревышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%. Для характеристикиколлекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны сразмером поровых каналов.
По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторовусловно подразделяют на три группы:
сверхкапиллярные — 2-0,5мм (движению жидкости и газапрепятствуют лишь силы трения);
капиллярные — 0,5-0,0002мм (значительно препятствуюттакже капиллярные силы);
субкапиллярные — менее 0,0002мм (из-за действиякапиллярных сил движения жидкости в природных условиях практически невозможно,поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие порыпреимущественно субкапиллярного характера (глина, глинистые сланцы и др.) неотносят к коллекторам).
Содержание в пустотах горных пород нефти, газа, водыназывается насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности — доля объема пустот вгорной породе, заполненной нефтью. Аналогично определяются коэффициентыгазо-водонасыщенности.
Проницаемостью горных пород называют их способностьпропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Проницаемостьявляется одним из важнейших коллекторских свойств. Проницаемость измеряетсяобъемным расходом невзаимодействующей с породой жидкости определенной вязкости,протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярноезаданному градиенту давления.
Удельное электрическое сопротивление горных породизменяется в очень широких пределах и определяется минеральным составом,пористостью, минерализацией пластовых вод, соотношением воды и нефти в поровомпространстве. В зависимости от характера насыщения и глинистости коллекторов,удельное сопротивление песчаников изменяется от 1,5 до 60 Ом.м. Водоносныеколлектора отмечаются сопротивлением от 1,5 до 6,4 Ом.м, продуктивные от 6 до60 Ом.м. Для глинистых пород удельное электрическое сопротивлениехарактеризуется низкими и сравнительно постоянными значениями 1-10 Ом.м.
Естественная радиоактивность горных пород обусловленаприсутствием в них радиоактивных элементов. Максимальной радиоактивностьюхарактеризуются глины 20-25 мкр/час, радиоактивность песчаников и алевролитоввозрастает с увеличением глинистости 2-20 мкр/час.
Таблица. Физические свойства различных пород.Горная порода Плотность г/см3 Пористость % Рп Омм Iу мкр/час Глина 2.4 20 1-10 20-25 Аргиллит 2.4 16-20 5-12 12-14 Алевролит 2.3 20 5-20 10-20 Песок 2.1 30 5-20 2-10 Песчаник водоносный 1-1.02 8.3-20.2 1.5-6.4 2-10 Песчаник нефтеносный 1-2.2 8.3-20.2 6.0-60 2-10 Аргиллит битуминозный 2.45 16 50-60 30-70
4.1 Плотностные свойства
Плотность для залежей нефти определяется в основномплотностью пород-коллекторов, которая в свою очередь зависит от их пористости ив меньшей степени от минерального состава.
Нефть способствует уменьшению плотности в объеме залежипо отношению к водоносной части коллектора. В соответствии с этим величина sэф является отрицательной.
Значение sэфопределяется двумя факторами: различием плотностей нефти sн и законтурной воды sв заполняющей поры, а такжестепенью эпигенетических преобразований коллектора. Считается, что для нефтяныхместорождений sэфчасто находится в пределах 0.05-0.10 г/см3.
С глубиной изменение плотности и пористости довольнонеравномерно; наибольшие изменения характерны для глубин 0-3км. Среди терригенныхосадочных пород песчаники всегда характеризуются несколько меньшей плотностьюпо сравнению с глинистыми породами.
Это прослеживается как для молодых отложений, так и дляболее древних.
4.2 Электрические свойства
Удельное электрическое сопротивление и поляризуемость.
Электрическое сопротивление залежей нефти нефтеносныхпластов может превосходить rводоносных пластов в 100 раз и более.
Влияние термодинамических условий залегания проявляетсяглавным образом через изменение электрических свойств насыщающего флюида. Вобщем случае увеличения всестороннего давления ведет к возрастаниюсопротивления, а увеличение температуры- к уменьшению его, т.к. повышаетсяпроводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов породс глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует наддавлением.
Для оценки общего эффекта залежи продуктивная толщарассматривается как единый электрический горизонт. При таком подходе различие всопротивлениях нефтегазоносных и водоносных участков составляет в среднем до2-3 раз, иногда до5. При малой мощности залежи (20-50) различие составляет неболее 30-50%.
Месторождение нефти и газа характеризуется повышеннойполяризуемостью пород как в области залежи так и выше нее. Поляризуемость породh в контуре залежи может увеличиваться по сравнению с законтурной частью до5-7раз.
4.3 Радиоактивность
Радиоактивностью называется способность неустойчевыхатомных ядер самопроизвольно превращаться в более устойчивые ядра другихэлементов, испуская, альфа-бета-гамма-лучи и элементарные частицы (электроны,нейтроны, протоны, позитроны и нуклоны).
Радиоактивность атомных ядер, находящихся в естественныхусловиях, получила название естественной радиоактвности, а радиоактивный распадатомных ядер при их бомбардировки элементарными частицами-искусственнойрадиоактивности.
Естественная радиоактивность горных пород в основномобусловлена присутствием в них естественных радиоактивных элементов урана />U и продуктаего распада радия />Ra, тория />Th и радиоактивного изотопа калия />K.
Из осадочных пород, типичных для нефтяных и газовыхместорождений, наиболее радиоактивны чистые глины, высокая интенсивностьгамма-излучения которых фиксируется на диаграммах ГК. Менее радиоактивныпесчаные и известковые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники, чистыепески и карбонатные породы.
Интенсивность искусственного гамма-излучения, рассеянногопородообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантовизмеряют методами рассеянного гамма-излучения. В методах рассеянногогамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение икомптоновское рассеяние гамма-квантов породой.
Фотоэффект.
Гамма-квант при прохождении через вещество может вступитьво взаимодействие с электронами атомов этого вещества. Гамма-квант передает всюсвою энергию и полностью поглощается, а электрон выбрасывается за пределыатома. При фотоэффекте гамма-квант может выбить связанные электроны, энергиясвязи которых меньше энергии самого гамма-кванта. Такой процесс вырыванияэлектрона из атома фотоном называется фотоэффектом, а вырываемыеэлектроны-фотоэлектронами.
Комптоновский эффект.
Комптоновское взаимодействие (поглощение и рассеяние)характерно для гамма-квантов всех энергий, свойственных гамма-излучениюестественных радиоактивных элементов, и для большей части природныхпоглотителей является основным механизмом взаимодействия гамма-квантов свеществом.
Комптоновское взаимодействие происходит на электронах приэнергиях гамма-квантов, значительно превышающих энергию связи электронов наэлектронных орбитах. При этом гамма-квант вступает во взаимодействие сосвободным или слабосвязанным электроном и в результате неупругого соударения сэлектроном передает последнему часть своей энергии и импульса, а сам изменяетсвое направление, приобретает энергию и отклоняется под углом к первоначальномунаправлению. С увеличением энергии гамма-квантов угол их отклонения отпервоначального направления при комптоновском взаимодействии закономерноуменьшается.
Для исследования интенсивности тепловых нейтронов поразрезу скважины на заданном расстоянии от источника быстрых нейтронов, которыев результате замедления породообразующими элементами превратились в тепловые –используют метод плотности тепловых нейтронов.
Регистрирующая интенсивность тепловых нейтронов зависитот замедляющей и поглощающей способности горной породы, т.е. отводородосодержания и наличия элементов с высоким сечение захвата тепловыхнейтронов.
4.4 Нейтронные свойства
Пористость, глинистость, нефте-, водо-, газонасыщенность,химический состав твердой фазы пород, давление и температура влияют напоказания нейтронных методов через соответствующие нейтронные характеристики.Характеристиками пространственно-энергетического и временного распределения вг.п. надтепловых и тепловых нейтронов являются длина замедления нейтронов;время замедления нейтронов; дисперсия импульсов замедленных нейтронов; длинадиффузии и длина миграции, время жизни и К диффузии тепловых нейтронов. Знаниеэтих параметров небходимо для петрофизического обоснования способов применениянейтронных методов, оптимизации условий измерений, создания алгоритмовобработки результатов, установления связей интерпретационных параметро сосвойствами изучаемых сред.
Современная методология нейтроных методов ориентированана непосредственное измерение нейтронных характеристик г.п. и на их элементныйанализ. При радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния ипоглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обуславливаетпотерю ими энергии и замедление.
Основными факторами, вызывающими замедление и поглащениенейтронов, являютсяводородо- и хлоросодержание среды.Обращает внимание близостьнейтронных характеристик нефти и воды, обусловленная практически одинаковым ихводородосодержанием.
Для пород с одинаковым минеральным составом скелетавеличины Ls (длина замедления быстрых нейтронов) и t (среднее время жизнитепловых нейтронов) уменьшаются с ростом их влажности, с увеличением ихпористости.
4.5 Акустические свойства
Осадочные горные породы в большинстве своём являютсядифференциально упругими и не обладают достаточно совершенной связью междуфазами.
Скорость продольных волн в осадочных породах изменяетсяот 700 до 6000 м/с. В верхних частях разреза, где породы недостаточно уплотненыили просто рыхлые, наименьшая скорость наблюдается в песчаниках и глинах. Такоеже распределение скорости в среднем отмечается и в меловых отложениях, ниже поразрезу значения скорости в среднем в различных породах сближаются.
Основными факторами, влияющими на скоростьраспространения упругих колебаний в глинистых песчаниках, являются:литолого-минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью,степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные иструктурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективноедавление). Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем вводе. Это объясняется большей сжимаемостью углеводородов, чем воды. Такскорость распространения волн в песке, полностью насыщенном нефтью, на 15-20%меньше, чем в песке, заполненном водой.
Нефть оказывает определённое влияние на скорость и поглощениеволн при прохождении их через залежь. Хотя величина этого влияния твёрдо неустаноалена, данные полученные на изучении ряда месторождений в условияхестественного залегания нефтегазоносных и водоносных слоёв показали, чтоскорость распространения в нефтегазоносных отложениях уменьшается по сравнениюсо скоростью в водоносной части в среднем на 0.5 км/с.
В отдельных случаях уменьшение скорости распространения внефтегазоносных отложениях может достигать 1км/с и более, или 30-35%.
Большое значение имеют термодинамические условиязалегания нефти. С повышением температуры скорость распространения уменьшается,причем наиболее ярко в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению сгазо- и водонасыщением. Увеличение давления (глубины), наоборот, ведет кповышению скорости распространения.
4.6 Физические свойства нефти и газа
Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется впределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности),измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристикипластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного впластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти.Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб.метров на1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа,называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.
Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношениеудельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированнойна поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависемостиот газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованияхи других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия спомощью объемного коэффициента.
Природный газ.
Относительная плотность газа по воздуху 0.56-0.66. Газнефтенасыщенного пласта содержит до 45% метана, а первых четырех гомологов (метан,этан, пропан, бутан)- в сумме до 99%. При поисково-разведочных работахсравнительно низкое содержание метана в пробах флюида, отобранного из пласта,рассматривается как признак нефтяной залежи.
В процессе геологоразведочных работ сталкиваются с явлением,когда пустоты пород в при скважинной зоне продуктивного пласта содержатмногокомпонентный флюид (газ, нефть, воду) в различных сочетаниях исоотношениях, что осложняет однозначное решение поставленных задач.
Характеристика пластов приведена в таблице 4.1