Учебная практика по сейсморазведке и геофизическим исследованиям скважин

Отчет

По учебной практике

По геофизике

Выполнили: студенты 4-го курса, геологического

факультета, заочного отделения, гр. ПРГ-1-13:

Ахидов К.И

Лауров О.Н

Мартынов С.А

Новиков Д.И

Новикова А.М

Останин А.С

Панин Е.Ю

Пиликин С.И

Фаттахова Н.С

Шипулин К.О

 

 

Пермь, 2016 г.

 

Министерство образования и науки Российской Федерации

 

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования

 

«Пермский государственный национальный исследовательский университет»

 

 

Геологический факультет

 

Направление подготовки специалистов:	Прикладная геология
Специализация:	Геофизические методы поисков и разведки полезных ископаемых
Учебный план:

кафедра геофизики

 

УЧЕБНАЯ ПРАКТИКА ПО СЕЙСМОРАЗВЕДКЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ СКВАЖИН

(ОТЧЕТ)

Исполнители: Группа ГЛ/З ПРГ-1-2013 СП
№ п\п	Фамилия И.О.	Итоговая аттестация
1.	Лауров О.Н.	отлично
2.	Панин Е.Ю.	отлично
3.	Шипулин К.О.	отлично
4.	Фаттахова Н.С.	отлично
5.	Останин А.С.	отлично
6.	Новикова А.М.	отлично
7.	Новиков Д.И.	отлично
8.	Мартынов С.А.
9.	Пиликин С.И.

Принято к защите: Дата:_______________ г.

____________________ (Подпись руководителя)

 

ЗАЩИТА: Дата_________________ г.

______________________ (Подпись предс. комиссии)

 

 

Члены комиссии
Должность	Фамилия И.О.	Подпись
Зав. кафедрой Геофизики	Костицын В.И.
Доцент	Горожанцев А.В.
Доцент

Руководитель:
Должность	Ф.И.О.	Подпись
Доцент	Горожанцев А.В.

 

 

Пермь – 2016

 

Оглавление

Отчет. 1

Содержание. 3

Литература…………………………………………………….. 3

1. Геологическое строение месторождения. 6

Геологоразведочные работы осуществлялись следующими предприятиями: сейсморазведка – бывшей Удмуртской геофизической экспедицией ГГП «Центгеофизика» (ныне ОАО «Удмуртгеофизика»), бурение структурных скважин – Завьяловской геолого-поисковой экспедицией ПГО «Удмуртгеология», глубокое бурение и испытание скважин – Воткинской нефтегазоразведочной экспедицией ПГО «Удмуртгеология» (ныне ОАО «Удмуртгеология»). 8

1.5. Гидрогеология. 12

2. Аппаратура. 13

2.1. Условия эксплуатации. 14

2.1.1. Наземного прибора: 14

2.1.2. Скважинного прибора: 14

2.2. Устройство и работа аппаратуры. 14

2.3. Состав аппаратуры. 15

2.4. Расположение органов управления. 18

3.1. Технологический регламент на производство ГИС с компрессором.. 19

3.2. Выбор интервала исследований. 20

3.3. Характер регистрации диаграмм (2 режима регистрации) 20

3.3.1. Режим фоновый (Фон) 20

3.3.2. Режим после понижения уровня жидкости в скважине компрессором.. 21

Примеры интерпретаций термограмм.. 22

Интерпретация диаграмм (СТД) 24

Интерпретация (ВБСТ) 25

Интерпретация диаграмм, полученных ВБСТ.. 25

Интерпретация диаграмм резистивиметрии (РИЗ) 26

 

 

Содержание

 

 

Введение……………………………………………………………………

1.Геологическое строение месторождения …………………….

1.1. Геолого-геофизическая изученность……………………

1.2. Литолого-стратиграфическое описание…………………

1.3. Тектоническое строение…………………………………

1.4. Нефтеносность……………………………………………

1.5. Гидрогеология…………………………………………..………

2.Аппаратура ……………………………….…………………………

2.1. Условия эксплуатации……………………………………

2.1.1.Наземного прибора……………………………………….

2.1.2.Скважинного прибора……………………………………

2.2. Устройство и работа аппаратуры………………………

2.3. Состав аппаратуры………………………………………..

2.4. Расположение органов управления………………………

3.Методика и техника полевых геофизических работ ……

3.1. Технологический регламент на производство ГИС с компрессором……………………………………………

3.2. Выбор интервала исследований………………………...

3.3. Характер регистрации диаграмм (2 режима регистрации)..

3.3.1.Фоновый режим(Фон)……………………………………

3.3.2.Режим после понижения уровня жидкости в скважине компрессором……………………………………………..

4.Обработка и интерпретация геофизических данных …..

5.Прохождение учебной практики …………

Заключение …………………………………………………….

Литература……………………………………………………..

 

1. Актуальность изучаемых методов на производве

2. Срок. Место, Территория практики

3. Участники

4. Цель уч. Практики, задачи

5. Общие сведения об источниках информации

6. Благодарности

 

Фраза об актуальнос ти применения методов изучаемых на практике при решении производствееных задач

 

Первую часть учебной практики группа обучающихся в ПГНИУ по специальности Технология геологической разведки, специализация Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, в составе студентов заочного отделения, работающих в производственных организациях, в частности, Веретеникова Н.Н. (каротажник), Куценко М.Ю. (взрывник), Паршакова А.П. (инженер), Протопопова А.С. (инженер), Рамазанова Н.Х. (каротажник), проходила учебную практику на базе сейсмической партии ОАО Удмуртнефтегеофизика (УНГ) с 14.08.16г по 25.10.2016г. а вторую часть с 28.04.2016г. по 11.05.2016г. и с 9.06.2016г. по 20.07.2016г. на базе комплексной партии ПАО Пермнефтегеофизика (ПНГ). Перечисленные участники рабочей бригады непосредственно на указанных предприятиях занимаются решением производственных задач на своих рабочих местах.

 

 

Рис. 1. Состав рабочей бригады (слева направо): дальний ряд -; ближний ряд -

Лауров О.Н

Мартынов С.А

Новиков Д.И

Новикова А.М

Панин Е.Ю

Пиликин С.И

Фаттахова Н.С

 

 

Цель практики – формирование общекультурных и профессиональных компетенций в соответствии с образовательной программой составленной для обучающихся по специальности Прикладная геология специализация Геология нефти и газа.

Для достижения поставленной цели нами решались следующие задачи:

1. Изучить геологические характеристики разреза Пызепского поднятия.

2. Изучить технику, методику, аппаратуру, применяемые на предприятиях, в которых проходила практика, при решении производственных задач методами сейсморазведки и ГИС.

3. Освоить способы обработки и интерпретации данных полевых сейсморазведочных и скважинных наблюдений на рабочих местах учебной практики.

4. Составить отчет об учебной практике.

5. Собрать материалы для написания курсовых и квалификационных работ.

В процессе решения поставленных задач были использованы учебная, научно-техническая, фондовая (фонды ОАО Удмуртнефтегеофизика и ПАО Пермнефтегеофизика), справочная литература, технические инструкции и Интернет-ресурсы.

Наша рабочая бригада выражает благодарность руководству и специалистам организаций, в которых мы проходили учебную практику за предоставленные материалы, полезные советы и своевременные консультации.

 

 

Геологоразведочные работы осуществлялись следующими предприятиями: сейсморазведка – бывшей Удмуртской геофизической экспедицией ГГП «Центгеофизика» (ныне ОАО «Удмуртгеофизика»), бурение структурных скважин – Завьяловской геолого-поисковой экспедицией ПГО «Удмуртгеология», глубокое бурение и испытание скважин – Воткинской нефтегазоразведочной экспедицией ПГО «Удмуртгеология» (ныне ОАО «Удмуртгеология»).

На данном месторождении геофизические исследования скважин (ГИС) проводились в соответствии с отраслевым комплексом (письмо МГ СССР № СГ-3688111 от 13.09.1969г.) и состояли из общих, детальных, опытных и геохимических исследований, работ по контролю технического состояния скважин.

Общие методы исследований включили стандартную электрометрию (КС, ПС), радиоактивные методы (НГК, ГК), резистивиметрию и ковернометрию (КВ) в масштабе 1:500. Эти диаграммы использовались при стратификации разреза и масштабной корреляции крупных литологических пачек.

Детальные исследования представлены основными и дополнительными комплексами и выполнены в масштабе 1:200. Первые из них включили стандартную электрометрию (КС, ПС), боковое электрическое зондирование (БЭЗ), резистивиметрию, кавернометрию (КВ) и микрокавернометрию (МКВ), микрозондирование (боковой (БК), индукционный (ИК) и радиоактивный (НГК, ГК) методы исследования

скважин, дополнительные – микробоковой (БМК), акустический (АК), гамма - гамма каротаж (ГГК-П), в масштабе 1:100 – МК, МКВ.

СРЕДНИЙ КАРБОН, С2

Башкирский ярус, С2b

Башкирский ярус представлен «чистыми» органогенно-обломочными известняками. Плотные разности известняков служат непроницаемыми разделами между пластами пористых органогенно-обломочных известняков. В разрезе башкирского яруса выделяются пласты – коллекторы А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4,

А4-5, А4-6. Нефтеносность приурочена к пластам А4-1, А4-2. Ярус полностью вскрыт в скважине 814 и составляет 74 м.

Тектоническое строение

В тектоническом отношении Южно-Пызепское поднятие расположено в пределах Верхнекамской впадины и приуроченно к границе перехода Бородулинско-Фокинской части в Верхнеобнинскую зону Вятско-Камской части (рис.2). Сочленение осуществляется через сложно-ступенчатый склон

 

Южно-Пызепская структура состоит из двух куполов меридионального простирания тектонического происхождения с соответствием структурных планов по горизонтам нижней перми, карбона и девона. По отражающему горизонту IIб (кровля башкирских отложений) Южно-Пызепская структура – это антиклинальные складки с пологими крыльями 0º35', амплитуда в пределах замкнутой изогипсы минус 1220 м – 11.0 м западного купола (р-н скв. 809) и 7 м – восточного купола (р-н скв. 814); размеры куполов равны 5.25 Х 2.75 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно.

По отложениям башкирского яруса (Пласт А4-1) размеры поднятий в пределах замкнутой изогипсы минус 1225 м составляют 5.25 Х 2.7 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно, угол падения слоев 0º25', амплитуда – 11 м и 4 м

Нефтеностность

По результатам поисково-разведочных работ на месторождении признаки нефтеностности установлены в отложениях верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона. Для структурных построений основой послужили материалы переинтерпретации сейсмических данных с учетом пробуренной скв. 809, выполненной тематической партией ОАО «Удмуртгеофизика» в 2000г.

В скв. 814 из интервала пласта В-II в эксплуатационной колонне получены небольшие притоки азотного газа и нефти (1.39 тыс. м³/сут и 2.0 м³/сут) соответственно. В скв. 809 в процессе бурения из интервала пласта В-II получен приток азотного газа (100.66 тыс. м³/сут), который резко ограничивает площадь небольшой нефтегазовой залежи.

Промышленные притоки нефти из пластов А4-1, А4-2 башкирского яруса в эксплуатационной колонне получены в скв. 814, 809. Продуктивная толща представлена биоморфными органогенно-обломочными известняками. В пределах месторождения выявлены 4 залежи в пластах А4-1, А4-2.

Нефтяная залежь пласта А4-1

В пределах месторождения пласт А4-1 прослеживается повсеместно. Испытание пласта в эксплуатационной колонне проводилось в скв.814, 809 раздельно. Суточные дебиты колеблются от 8 м³/сут при ΔР = 7.3 Мпа (скв. 814) до 17.6 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа (скв. 809).

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1220.7 м – по кровле пласта в скв. 814; по ГИС пласт с неясным характером насыщения, а при испытании в эксплуатационной колонне получен приток воды с пленкой нефти (дебит 0.4 м³/сут при ΔР = 12.4 Мпа). Следует отметить, что объект был недоосвоен. Уровень категории С1 принят на отметке минус 1216.5 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 – при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1214.1 – 1216.5 м получен безводный приток нефти дебитом 17.6 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа.

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1222.5 м – по подошве нефтеносного пласта в скв. 814. При испытании в эксплуатационной колонне получен приток нефти дебитом 8 м³/сут при ΔР = 7.3 Мпа.

Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1

Нефтяная залежь пласта А4-2

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1226,7 м – по подошве пласта в скв. 809. Уровень категории С1 принят на отметке минус 1223.3 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 – при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1218.9 – 1223.3 м получен безводный приток нефти дебитом 9.9 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа.

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1232 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 814. При испытании скв. 814 из интервалов перфорации минус 1225.0-1227.6 м и 1227.0 – 1232.6 м получены притоки нефти дебитами 6.5 м³/сут при ΔР = 6.8 Мпа и 2.1 м³/сут при Нд = 942 м.

Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1

Таблица 1.5.1

Параметры и тип залежей

Параметры	Единицы измерения	Залежь
А4-1	А4-2
р-н скв. 809	р-н скв. 814	р-н скв. 809	Р-н скв. 814
Средняя глубина залежи Длина Ширина Высота Абсолютная отметка ВНК Уровень кат. С1 Ширина водонефтяной зоны Тип залежи	М Км Км М М М км	1417.5 4.05 1.95 6.7 -1220.7 -1216.5 0.1-0.4	3.38 0.75 1.5 (2.5) -1222.5   0.1-0.2	4.3 2.7 4.3 -1226.7 -1223.3 0.4-1.5	3.95 1.3 6 (7) -12322     0.3-0.6
Пласт сводовый

 

Гидрогеология

 

Материалы по гидрогеологической характеристике Южно-Пызепского месторождения получены при проведении геологоразведочных работ, направленных на оценку продуктивности исследуемых пластов и изучения солевого состава пластовых вод. Анализы химического состава отобранных проб выполнены в лаборатории ОАО «Удмуртгеология».

Южно-Пызепское месторождение в гидрогеологическом отношении расположено в пределах Волго-Камского артезианского бассейна. По аналогии с соседними площадями и согласно данным промыслово-геофизических исследований скважин выделяются две гидрогеологические зоны, разделенные непроницаемой гипсоангидритовой толщей кунгурско-артинских отложений.

В состав верхней зоны активного водообмена, связанной с дневной поверхностью, входят песчано-гравийные и галечные отложения четвертичного и верхнепермского возраста с пресными и слабоминерализованными водами гидрокарбонатно-натриевого и кальциевого типа, с минерализацией до 1 г/л используются для питьевого и технического водоснабжения, дают начало речкам и образуют заболоченности речных долин.

В разрезе нижней зоны затрудненного водообмена выделяются гидрогеологические закрытые комплексы, типичные для Удмуртской республики и вскрытые в скв. 814 на максимальную глубину 2202 м.

Из выделяемых гидрогеологических комплексов этой зоны, в ходе работ на месторождении были опробованы пластовые воды верейского комплекса с частичным отбором проб. Краткая характеристика комплекса приведена ниже.

Верейский терригенно-карбонатный водоносный комплекс имеет общую мощность порядка 50 м. Водоупорами этого комплекса служат сверху – верхневерейские плотные разности аргиллитов, снизу – пласты плотных аргиллитов верейского горизонта. Водовмещающими породами являются пористые органогенно-обломочные известняки, реже доломиты.

Из верейских отложений при испытании в процессе бурения скв. 809 получен приток пластовой воды с примесью бурового раствора (минерализацией 203.7 г/л, плотность – 1.135 г/см³.

Аппаратура.

 

В составе аппаратуры работающей в комплексе «приток-состав», прежде всего входит каротажная станция ЛКС-7, каротажный подъемник ПК-4 и каротажный кабель КГ-1 по которому передается информация в цифровом и аналоговом виде на поверхность.

Непосредственно для записи термометрии ВЧТ, дебитометрии СТД и влагометрии, аппаратура состоит из наземного и скважинного прибора.

Аппаратура КСА-Т7М1-36-120/40, КСА-Т7М1-38-120/60 ТУ39-4779056-010-96 предназначена для геологотехнологических исследований при контроле за разработкой скважин с одновременной регистрацией шести параметров и передачей информации в цифровом коде по одножильному кабелю длиной до 5000м.

Аппаратура позволяет решать следующие задачи:

а) измерения температуры и давления по стволу скважины;

б) определения мест негерметичности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, мест притока пластовых жидкостей и газа через эти негерметичности;

в) определение положения муфтовых соединений и интервалов перфораций;

г) измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород;

д) определения профиля притока и процентного содержания воды в нефти.

Аппаратура работает со всеми типами геофизических кабелей, снабженных кабельными наконечниками типа НК1-36.

Скважины прибор имеет стыковочный узел для подключения модулей, питающихся постоянным током напряжением отрицательной полярности, а также модулей с питанием постоянным током напряжением 25В положительной полярности и выходным аналоговым сигналом амплитудой не более 9 В.

Наличие стыковочного узла обеспечивает проведение исследований за один спуск, а во в тором случае, и с одновременной регистрации, в комплексе с модулями типа: расходомер, резистивиметр и др.

 

 

Условия эксплуатации.

2.1.1. Наземного прибора:

Диапазон рабочих температур от 10 до 45 ⁰С, относительная влажность воздуха от 90% при 30⁰С.

2.1.2. Скважинного прибора:

Диапазон рабочих температур от 5 до 120 ⁰С, наибольшее гидростатическое давление 40 (60) Мпа.

 

 

Состав аппаратуры.

 

В состав аппаратуры входят скважинный и наземный приборы. Питание наземного прибора – переменный ток напряжением 220 В, скважинного прибора – постоянный ток положительной полярности от 200 мА при отключенном нагревателе индикатора притока до
350 мА при максимальной мощности нагрева 4,5 Вт.

Скважинный прибор представляет собой герметичную конструкцию и включает блок электронный, защищенный охранным кожухом, блок датчиков термометра, манометра индикатора притока и влажности, оканчивающийся стыковочным узлом.

Блок электронный включает семь плат, блок датчика гамма-канала, размещенных в шасси, и датчика локатора муфт. Шасси при помощи резьбового соединения жестко крепятся с блоком датчиков.

Датчики ВЧТ, СТБ, ВБСТ вставляются в блок датчиков снаружи и крепятся при помощи резьбового соединения. Датчик МН вставляется в блок изнутри и поджимаются шасси. Герметизация соединений датчиков ВЧТ, МН, СТД, ВБСТ осуществляется при помощи резиновых колец.

Наземный прибор предназначен для:

а) питания скважинного прибора стабилизированным током;

б) приема сообщений со скважинного прибора, демодуляции и декодирования;

в) преобразования полученной информации для отображения на цифровой индикации значения двоичного кода в десятичной форме по каналам с целью контроля работоспособности, настройки и поверки скважинных приборов;

г) преобразование информации по каналам в аналоговый вид для сопряжения аппаратуры с аналоговыми регистраторами.

Наземный прибор предназначен для установки в стойку каротажной лаборатории, при этом необходимо обеспечить соответствие соединяемых контактов разъемов согласно схемы электрических соединений. Тумблеры размещенные на задней панели должны быть в положении ВКЛ.

При использовании наземного прибора в настольном варианте сетевой питание можно подавать через сетевой шнур и разъем расположенный на задней панели. Скважинный можно подключать через розетку ЖК-ОК, расположенную на лицевой панели станции ЛКС-7.

 

Рис. 4. Пульт прибора КСА-Т7-36 120/40

Режим фоновый (Фон)

 

Фоновые измерения проводят в режиме остановки скважины, т.е. скважина простаивает 5-6 часов.

В первую очередь после спуска прибора в скважину, и спустив до интервала исследования, производят записи ГК и ЛМ, т.е. привязываются к пласту, отбивают забой, воронку НКТ.

После чего, если интервал открыт для исследования, т.е. существует наличие зумфа 5-10 м и БНКТ выше интервала исследования на 30 м, можно начинать исследование скважины.

Начинают работу с записи термограммы по стволу скважины с масштабом записи 0,1˚ С/см. и скоростью записи до 1500 м/час при этом масштаб вывода диаграммы 1:500.

После записи ВЧТ по стволу скважины, прибор опускают в интервал исследования и производят записи термометрии (ВЧТ), влагометрии (ВБСТ) и резистивиметрии (РИЗ) (по согласованию с заказчиком работ), при этом масштаб глубин 1:200, скорость записи не более 600 м/час, масштаб записи ВЧТ равен 0,05⁰ С/см, ВБСТ – в положении переключателя масштаба записи 0,6 усл.ед., что соответствует по результатам эталонировки в воде – 6000 кГц, нефть – 1200-1300 кГц, воздух – 300 кГц, и резистивиметрии от 0,5 См/см.

Записи этих кривых в фоновом режиме производятся обязательно со 100%-ным повторением (перекрытием).

Примеры интерпретаций термограмм

 

В скважине 396 Барсуковской площади перед капитальным ремонтом проведены исследования термометром с целью определения источников обводнения скважины. Зарегистрированы фоновая термограмма (1) и распределение температуры (2) через 30 минут после 4-х часового цикла компрессирования (рис. 3).

Анализ термограмм даёт следующее: признаки перетока снизу отсутствуют. Выше перфорированного пласта на глубине 1690 метров отмечается изменение наклона термограммы 2. В верхней части перфорированного интервала наблюдается ярко выраженный эффект калориметрического смешивания 3. Эти два признака – изменения наклона термограммы и эффект калориметрического смешивания в кровле перфорированного пласта – дают возможность сделать заключение о наличии заколонного перетока в интервале 1690 – 1815.

 

Рисунок 3. Пример, показывающий необходимость возбуждения скважины при термических исследованиях

– БК – ГК Термограммы Локатор муфт

1660 0,1⁰С

1

1668 3

2

1676

1684

 

 

Недостатком методики исследования данной скважины является слишком большое время работы компрессора, а также отсутствие последующих замеров температуры.

 

Интерпретация диаграмм (СТД)

 

В зависимости от типа скважин с помощью аппаратуры СТД можно выделить три уровня интерпретаций: качественная, количественная относительная и количественная абсолютная.

При этом интерпретация может быть как ручной, так и машинной.

Качественная интерпретация ставит своей задачей выделение работающих интервалов притока (поглощения), определение положения нефтеводораздела, а также решение некоторых вспомогательных задач, например, определение глубины подвески НКТ, положение искусственного забоя и т.п. При этом не накладывается ограничений на характер флюида, он может быть однородным (вода или нефть) или неоднородным (смесь воды и нефти).

Количественная относительная интерпретация может быть произведена только для однородной жидкости (вода или нефть). В этом случае помимо выделения границ работающих интервалов определяется расход через каждый из них при условии, что известен общий расход через скважину. При этом общий расход определяют каким-либо иным способом, например, по показаниям устьевого расходомера, а в компрессорных скважинах по отбивкам уровней ВБСТ. При проведении такой интерпретации необходимо в дополнение к обычным исходным данным знать также вязкость жидкости в скважине.

Количественная абсолютная интерпретация позволяет определять расход методом СТД без использования данных о величине расхода на устье. Интерпретация проводится только для однородной жидкости с известными физическими параметрами (вязкость, теплопроводность).

Необходимо также знать диаметр и длину чувствительного элемента преобразователя. Преобразователь расхода должен быть расположен в том месте сечения колонны, где местная скорость потока равна средней.

Качественная интерпретация данных СТД, проводится по скважинным диаграммам СТД, исправленных за счёт изменения температуры по глубине скважины.

 

Интерпретация (ВБСТ)

 

Аппаратура индикатора влажности ВБСТ–1 основана на контактно диэлькометрическом принципе работы датчика. Изменение проводимости происходит в зависимости от изменения состава флюида (нефть + вода) в измерительных зазорах датчика.

Изменение ёмкости приводит к изменению частоты, генерируемой блокинг-генератором или выходного напряжения пульта. Схема подобрана таким образом, что увеличение содержания нефти вызывает уменьшение частоты блокинг-генератора или напряжения с панели КСАТ7. Методика измерений основана на регистрации кривой 600 м/час. Прибор рекомендуется перемещать снизу-вверх, так как отмытие преобразователя влажности идёт быстрее из воды в нефть, чем из нефти в воду.

При настройке ВБСТ «разное» показаний в основных градуированных средах (нефти и воде», рекомендуется устанавливать примерно в воде 5000 – 6000 Гц; нефть 1000 – 2000 Гц; воздух 0 – 200 Гц. Рекомендуемый масштаб записи ВБСТ 1: 200.

Порог срабатывания ВБСТ в застойной воде – 3 м³/сек.

Заключение

1. Фраза об актуальнос ти применения методов изучаемых на практике при решении производствееных задач.

2. Указать по задачам практики что конкретно представлено в отчете со ссылками на раздел.

3. В заключении указать перспективы развития методов СР и ГИС при поисках и разведке НГМ

 

В процессе прохождения производственной практики

ознакомились с геолого-геофизической характеристикой района, изучили геофизическую аппаратуру, применяемую для исследования скважин, узнал ее устройство и принцип действия, познакомился с методикой и техникой проведения полевых геофизических работ, а также ознакомился с интерпретацией геофизических данных.

 

 

Литература

 

1. Руководство по эксплуатации КСА.М1-00.00.000 РЭ 1997 г.

Отчет

По учебной практике

По геофизике

Выполнили: студенты 4-го курса, геологического

факультета, заочного отделения, гр. ПРГ-1-13:

Ахидов К.И

Лауров О.Н

Мартынов С.А

Новиков Д.И

Новикова А.М

Останин А.С

Панин Е.Ю

Пиликин С.И

Фаттахова Н.С

Шипулин К.О

 

 

Пермь, 2016 г.

 

Министерство образования и науки Российской Федерации

 

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования

 

«Пермский государственный национальный исследовательский университет»

 

 

Геологический факультет

 

Направление подготовки специалистов:	Прикладная геология
Специализация:	Геофизические методы поисков и разведки полезных ископаемых
Учебный план:

кафедра геофизики

 

УЧЕБНАЯ ПРАКТИКА ПО СЕЙСМОРАЗВЕДКЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ СКВАЖИН

(ОТЧЕТ)

Исполнители: Группа ГЛ/З ПРГ-1-2013 СП
№ п\п	Фамилия И.О.	Итоговая аттестация
1.	Лауров О.Н.	отлично
2.	Панин Е.Ю.	отлично
3.	Шипулин К.О.	отлично
4.	Фаттахова Н.С.	отлично
5.	Останин А.С.	отлично
6.	Новикова А.М.	отлично
7.	Новиков Д.И.	отлично
8.	Мартынов С.А.
9.	Пиликин С.И.

Принято к защите: Дата:_______________ г.

____________________ (Подпись руководителя)

 

ЗАЩИТА: Дата_________________ г.

______________________ (Подпись предс. комиссии)

 

 

Члены комиссии
Должность	Фамилия И.О.	Подпись
Зав. кафедрой Геофизики	Костицын В.И.
Доцент	Горожанцев А.В.
Доцент

Руководитель:
Должность	Ф.И.О.	Подпись
Доцент	Горожанцев А.В.

 

 

Пермь – 2016

 

Оглавление

Отчет. 1

Содержание. 3

Литература…………………………………………………….. 3

1. Геологическое строение месторождения. 6

Геологоразведочные работы осуществлялись следующими предприятиями: сейсморазведка – бывшей Удмуртской геофизической экспедицией ГГП «Центгеофизика» (ныне ОАО «Удмуртгеофизика»), бурение структурных скважин – Завьяловской геолого-поисковой экспедицией ПГО «Удмуртгеология», глубокое бурение и испытание скважин – Воткинской нефтегазоразведочной экспедицией ПГО «Удмуртгеология» (ныне ОАО «Удмуртгеология»). 8

1.5. Гидрогеология. 12

2. Аппаратура. 13

2.1. Условия эксплуатации. 14

2.1.1. Наземного прибора: 14

2.1.2. Скважинного прибора: 14

2.2. Устройство и работа аппаратуры. 14

2.3. Состав аппаратуры. 15

2.4. Расположение органов управления. 18

3.1. Технологический регламент на производство ГИС с компрессором.. 19

3.2. Выбор интервала исследований. 20

3.3. Характер регистрации диаграмм (2 режима регистрации) 20

3.3.1. Режим фоновый (Фон) 20

3.3.2. Режим после понижения уровня жидкости в скважине компрессором.. 21

Примеры интерпретаций термограмм.. 22

Интерпретация диаграмм (СТД) 24

Интерпретация (ВБСТ) 25

Интерпретация диаграмм, полученных ВБСТ.. 25

Интерпретация диаграмм резистивиметрии (РИЗ) 26

 

 

Содержание

 

 

Введение……………………………………………………………………

1.Геологическое строение месторождения …………………….

1.1. Геолого-геофизическая изученность……………………

1.2. Литолого-стратиграфическое описание…………………

1.3. Тектоническое строение…………………………………

1.4. Нефтеносность……………………………………………

1.5. Гидрогеология…………………………………………..………

2.Аппаратура ……………………………….…………………………

2.1. Условия эксплуатации……………………………………

2.1.1.Наземного прибора……………………………………….

2.1.2.Скважинного прибора……………………………………

2.2. Устройство и работа аппаратуры………………………

2.3. Состав аппаратуры………………………………………..

2.4. Расположение органов управления………………………

3.Методика и техника полевых геофизических работ ……

3.1. Технологический регламент на производство ГИС с компрессором……………………………………………

3.2. Выбор интервала исследований………………………...

3.3. Характер регистрации диаграмм (2 режима регистрации)..

3.3.1.Фоновый режим(Фон)……………………………………

3.3.2.Режим после понижения уровня жидкости в скважине компрессором……………………………………………..

4.Обработка и интерпретация геофизических данных …..

5.Прохождение учебной практики …………

Заключение …………………………………………………….

Литература……………………………………………………..

 

1. Актуальность изучаемых методов на производве

2. Срок. Место, Территория практики

3. Участники

4. Цель уч. Практики, задачи

5. Общие сведения об источниках информации

6. Благодарности

 

Фраза об актуальнос ти применения методов изучаемых на практике при решении производствееных задач

 

Первую часть учебной практики группа обучающихся в ПГНИУ по специальности Технология геологической разведки, специализация Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, в составе студентов заочного отделения, работающих в производственных организациях, в частности, Веретеникова Н.Н. (каротажник), Куценко М.Ю. (взрывник), Паршакова А.П. (инженер), Протопопова А.С. (инженер), Рамазанова Н.Х. (каротажник), проходила учебную практику на базе сейсмической партии ОАО Удмуртнефтегеофизика (УНГ) с 14.08.16г по 25.10.2016г. а вторую часть с 28.04.2016г. по 11.05.2016г. и с 9.06.2016г. по 20.07.2016г. на базе комплексной партии ПАО Пермнефтегеофизика (ПНГ). Перечисленные участники рабочей бригады непосредственно на указанных предприятиях занимаются решением производственных задач на своих рабочих местах.

 

 

Рис. 1. Состав рабочей бригады (слева направо): дальний ряд -; ближний ряд -

Лауров О.Н

Мартынов С.А

Новиков Д.И

Новикова А.М

Панин Е.Ю

Пиликин С.И

Фаттахова Н.С

 

 

Цель практики – формирование общекультурных и профессиональных компетенций в соответствии с образовательной программой составленной для обучающихся по специальности Прикладная геология специализация Геология нефти и газа.

Для достижения поставленной цели нами решались следующие задачи:

1. Изучить геологические характеристики разреза Пызепского поднятия.

2. Изучить технику, методику, аппаратуру, применяемые на предприятиях, в которых проходила практика, при решении производственных задач методами сейсморазведки и ГИС.

3. Освоить способы обработки и интерпретации данных полевых сейсморазведочных и скважинных наблюдений на р