Перечень малораспространенных и новых терминов, условных обозначений, символов и  сокращений

СОДЕРЖАНИЕ

	Стр
Список исполнителей	2
Реферат	3
Cодержание	4
Список иллюстраций	5
Список таблиц	6
Содержание машиночитаемой версии отчета	7
Список текстовых приложений	8
Перечень малораспространенных и новых терминов, условных обозначений, символов и сокращений	9
Введение	10
1  Петрофизические исследования керна. Краткое описание методик проводимых работ	11
1.1 Результаты петрофизических исследований пород-коллекторов	16
2. Послойное описание	25
3. Фотографии керна в естественном и ультрафиолетовом свете	27
Заключение	34
Список использованных источников	36
Текстовые  приложения	37

СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ

			Стр
Рисунок 1.1	Зависимость коэффициента открытой пористости (Кп) от коэффициента проницаемости для пласта АС12-1 скважины № 600 Верхне-Шапшинского  месторождения		23
Рисунок 1.2	Сопоставление петрофизических исследований. Скважина № 600 Верхне-Шапшинского месторождения. Пласт АС12-1		24
Рисунок 3.1	Фотография в естественном свете. Интервал 2432,4-2436,4м		26
Рисунок 3.2	Фотография в ультрафиолетовом свете.  Интервал 2432,4-2436,4м.		27
Рисунок 3.3	Фотография в естественном свете. Интервал 2436,4-2438,4м., 2438,4-2441,4м		28
Рисунок 3.4	Фотография в ультрафиолетовом свете.  Интервал 2436,4-2438,4м., 2438,4-2441,4м		29
Рисунок 3.5	Фотография в естественном свете. Интервал 244535,7-2538,7м		30
Рисунок 3.6	Фотография в ультрафиолетовом свете.  Интервал 244535,7-2538,7м		31

 

.

СПИСОК ТАБЛИЦ

 

Стр.

 

Таблица 1.1.1

Результаты петрофизических исследований жидкостенасыщением (коллекторские свойства). Верхне-Шапшинского месторождения. Скважины № 600

19

СОДЕРЖАНИЕ МАШИНОЧИТАЕМОЙ ВЕРСИИ ОТЧЕТА

1 CD – Текст отчета с иллюстрациями.   CD-1; ведомости МНЗ на 1 л.

 

 

СПИСОК ТЕКСТОВЫХ ПРИЛОЖЕНИЙ

		Стр.
Приложение 1	Литологический код	37
Приложение 2	Расшифровка петрофизических параметров, символов, сокращений и литологических кодов	38
Приложение 3	Аттестат аккредитации испытательной лаборатории	39

 

ВВЕДЕНИЕ

В соответствии с календарным планом работ по договору № 39960-00/17-62 (4044-Р)  от 06.06.2016г. «Исследования керна скважины № 600 Верхне-Шапшинского месторождения лабораторией физики нефтегазовых систем и пластов Нижневартовского научно-исследовательского и проектного института в период с 1 февраля 2017 г по 28 февраля 2017 г. проведено изучение коллекторских свойств кернового материала, в количестве 120 образцов.

Основной целью лабораторных исследований образцов пород-коллекторов нефти и газа является получение информации об их емкостных, фильтрационных свойствах и литологической характеристике, использующейся для подсчета запасов, составления проекта разработки, интерпретации материалов геофизических исследований скважин, целей промысловых и региональных геологических исследований.

 Принципиальная схема исследования пород-коллекторов включает в себя следующие блоки:

- Герметизация керна – обеспечивает нормальную сохранность остаточных флюидов при длительном хранении герметизированных образцов. Герметизируют керн для определения прямым способом остаточной водонасыщенности (при применении бурового раствора на безводной основе) или нефтенасыщенности (глинистый раствор, вода);

- Общие исследования обеспечивают получение информации основных фильтрационно-емкостных параметров пород-коллекторов, определяемых при решении практических задач, связанных с подсчетом запасов, оперативного применения в процессе геологоразведочных работ (ГРР) и разработки месторождений и другими геологическими исследованиями. Петрофизические исследования обеспечивают получение информации для обоснования методики интерпретации данных промыслово-геофизических исследований скважин.

Отчет выполнен за счет собственных средств ООО «ЮрскНефть».

ПОСЛОЙНОЕ ОПИСАНИЕ

Пласт АС12/1 охарактеризован керном в интервале  2431,4-2438,4м. Проходка с отбором керна интервала 2431,4-2438,4м составила 7,0м, вынос керна 7,0м или 100%.

 Проходка с отбором керна интервала 2438,4-2445,1м составила 6,7м, вынос керна 6,7м или 100%

Керн 1

Пласт АС12/1 Интервал 2431,4-2438,4м, вынос керна 7,0м или 100%.

Слой 1 0,40м	Чередование аргиллита темно-серого, плотного, средней крепости, алевритистого, массивного и реже алевролита светло-серого, тонкозернистого, средней крепости на глинистом цементе. Текстура горизонтально-слоистая, за счет наличия нитевидных слойков глинисто-слюдистого материала на плоскостях напластования.
Слой 2 3,40 м	Песчаник  светло-серый мелкозернистый, с глинистым  цементом, с редкими неравномерно-распределенными тонкими разнонаправленными, горизонтально - и косо-волнисто-слоистыми нитевидными прослоями аргиллита темно-серого, мощностью 1-2мм, редко с включениями линз глинистого материала.
Слой 3 0,30 м	Алевролит серый мелкозернистый, с глинистым цементом, с нитевидными прослоями, мощностью 1-2 мм аргиллита темно-серого.
Слой 4 2,9м	Неравномерное горизонтально-волнистое переслаивание песчаника светло-серого кварц-полевошпатового, мелкозернистого, с глинистым и местами с карбонатным цементом и аргиллита темно-серого, крепкого, однородного. Прослои аргиллита мощностью 1-2мм.

Керн 2

Интервал 2438,4-2445,1м, вынос керна 6,7м или 100%.

Слой 1 2,0м	Песчаник серый тонкозернистый, слюдистый, неравномерно глинистый, с частыми, различными по мощности разнонаправленными слойками аргиллита темно-серого (1-5мм). Отмечается горизонтально-волнистая слоистость глинистого материала и прерывистая линзовидно-волнистая слоистость. Согласно напластованию распределяется углистый детрит, микропрослои по мощности не более 2-3мм.
Слой 2 1,0м	Частое горизонтально-волнисто-слоистое  переслаивание алевролита  светло-серого кварц-полевошпатового, мелкозернистого, с глинистым цементом и аргиллита темно-серого, крепкого, однородного, мощностью 1-2мм, с редкими прослоями песчаника мелкозернистого светло-серого, единичные прослои песчаника достигают до 5см.
Слой 3 3,7м	Неравномерное по мощности чередование глинисто-алевритовых и  песчаных прослоев. Структура горизонтально - и горизонтально-волнисто-слоистая,  с зонами теченьевой и волновой ряби, с линзами и прослоями (1-40мм) аргиллита однородного темно-серого и песчаника светло-серого кварц-полевошпатового, мелкозернистого, с глинистым цементом.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В соответствии с календарным планом работ «Исследование керна скважины № 600 Верхне-Шапшинского месторождения   лабораторией физики нефтегазовых систем и пластов ОАО «НижневартовскНИПИнефть» в период 1 февраля 2017 г по 28 февраля 2017 г. проведено изучение коллекторских свойств кернового материала, в количестве 120 образцов  параллельно напластованию.

В настоящей работе проведены комплексные литолого-петрофизические исследования пород-коллекторов пласта АС12-1 скважины № 600  Верхне-Шапшинского месторождения. Основной целью лабораторных исследований образцов пород-коллекторов нефти и газа является получение информации об емкостных, фильтрационных и капиллярно-поверхностных свойствах и литологической характеристике, использующейся для подсчета запасов, составления проекта разработки, интерпретации материалов геофизических исследований скважин, целей промысловых и региональных геологических исследований.

Проведена первичная обработка кернового материала и фотографирование керна в естественном и ультрафиолетовом свете. Произведена подготовка образцов керна для комплексных петрофизических исследований – выбуривание 120 стандартных образцов керна, их экстрагирование (очищение порового пространства) в спирто-бензольной смеси до полного удаления нефти, битумов, воды и солей.

 Проэкстрагированные образцы керна в аппарате Сокслета и высушенные при 105°С до постоянного веса насыщали моделью пластовой воды (минерализация пласта 12,5г/л.), затем и проводили комплексные исследования образцов керна. Определены емкостные, фильтрационные, электрические характеристики.

Построен график зависимостей:

- связи коэффициента открытой пористости (Кп) от коэффициента проницаемости (Кпр).

    Породы коллектора пласта АС12-1 отобраны в интервале 2431,4-2445,1м.  

Коллекторские свойства пласта АС12-1 с пониженными характеристиками, коэффициент проницаемости отмечается в диапазоне от 0,10 до 6,7 мД, средняя проницаемость по пласту составляет 1,14 мД.   Пористость варьирует в пределах 6,2-19,3%, средняя пористость по пласту составляет 13,82 %.  Водоудерживающая способность 39,47-89,2%.

По гранулометрическому составу породы-коллекторы сложены главным образом обломками мелкозернистой псаммитовой фракции, с примесью алевролитовой и алевролитовой фракцией.  

В целом для рассматриваемой скважины, отмечено наличие образцов с небольшим содержанием кальцита (0,2-16,2%).

Полученные зависимости между Кпор и Кпр могут быть использованы для интерпретации данных методов по ГИС.

    Результаты, приведенные в отчете, предназначены для использования в практике поисков, разведки и разработки месторождений: геологического моделирования, подсчета запасов, обоснования коэффициентов извлечения нефти, схем и проектов разработки, разработки петрофизической основы интерпретации данных ГИС, проектировании ГРП, а также для решения других прикладных задач, связанных с нефтедобычей.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке образцов/проб для определения коллекторских свойств».

2. ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением».

3. ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации».

4. ГОСТ 26450.1-85  «Породы горные. Метод оценки объемной плотности вычислением по данным взвешивания, выполненных для определения коэффициента открытой пористости».

5. ГОСТ 25494-82 «Породы горные. Метод определения удельного электрического сопротивления горных пород».

6. ГОСТ 30108-94. «Определение удельной эффективной активности радионуклидов»

7.    Cвидетельство  № 222.0187/01.00258/2013 «Методика измерений остаточной водонасыщенности горных пород методом центрифугирования».

8. Cвидетельство № 222.0188/01.00258/2013 «Породы горные. Метод определения коэффициентов вытеснения нефти в образцах горных пород».

9. Cвидетельство № 222.0189/01.00258/2013 «Методика измерений относительной фазовой проницаемости образцов горных пород».

10.  СТП 1.11-97 «Породы горные. Метод определения остаточной нефтенасыщенности».

11. СТП 1.4-97 «Породы горные. Метод определения карбонатности (содержания кальцита, доломита и нерастворимого осадка)».

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Литологический код

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

СОДЕРЖАНИЕ

	Стр
Список исполнителей	2
Реферат	3
Cодержание	4
Список иллюстраций	5
Список таблиц	6
Содержание машиночитаемой версии отчета	7
Список текстовых приложений	8
Перечень малораспространенных и новых терминов, условных обозначений, символов и сокращений	9
Введение	10
1  Петрофизические исследования керна. Краткое описание методик проводимых работ	11
1.1 Результаты петрофизических исследований пород-коллекторов	16
2. Послойное описание	25
3. Фотографии керна в естественном и ультрафиолетовом свете	27
Заключение	34
Список использованных источников	36
Текстовые  приложения	37

СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ

			Стр
Рисунок 1.1	Зависимость коэффициента открытой пористости (Кп) от коэффициента проницаемости для пласта АС12-1 скважины № 600 Верхне-Шапшинского  месторождения		23
Рисунок 1.2	Сопоставление петрофизических исследований. Скважина № 600 Верхне-Шапшинского месторождения. Пласт АС12-1		24
Рисунок 3.1	Фотография в естественном свете. Интервал 2432,4-2436,4м		26
Рисунок 3.2	Фотография в ультрафиолетовом свете.  Интервал 2432,4-2436,4м.		27
Рисунок 3.3	Фотография в естественном свете. Интервал 2436,4-2438,4м., 2438,4-2441,4м		28
Рисунок 3.4	Фотография в ультрафиолетовом свете.  Интервал 2436,4-2438,4м., 2438,4-2441,4м		29
Рисунок 3.5	Фотография в естественном свете. Интервал 244535,7-2538,7м		30
Рисунок 3.6	Фотография в ультрафиолетовом свете.  Интервал 244535,7-2538,7м		31

 

.

СПИСОК ТАБЛИЦ

 

Стр.

 

Таблица 1.1.1

Результаты петрофизических исследований жидкостенасыщением (коллекторские свойства). Верхне-Шапшинского месторождения. Скважины № 600

19

СОДЕРЖАНИЕ МАШИНОЧИТАЕМОЙ ВЕРСИИ ОТЧЕТА

1 CD – Текст отчета с иллюстрациями.   CD-1; ведомости МНЗ на 1 л.

 

 

СПИСОК ТЕКСТОВЫХ ПРИЛОЖЕНИЙ

		Стр.
Приложение 1	Литологический код	37
Приложение 2	Расшифровка петрофизических параметров, символов, сокращений и литологических кодов	38
Приложение 3	Аттестат аккредитации испытательной лаборатории	39

 

ПЕРЕЧЕНЬ МАЛОРАСПРОСТРАНЕННЫХ И НОВЫХ ТЕРМИНОВ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ И  СОКРАЩЕНИЙ

 

Нв	кровля (верх) интервала отбора керна, м;
Нн	подошва (низ) интервала отбора керна, м;
Кпр по вз	коэффициент абсолютной проницаемости по воздуху, мд;
Кп	коэффициент открытой пористости (%) в атмосферных условиях, c вычислением объемной кажущейся и минеpалогической плотностей;
 об,	объемная плотность породы, г/cм3
 мин	минералогическая плотность породы, г/см3
Кв3000	коэффициент водоудерживающей способности, полученный на центрифуге при 3000 об/мин, %;
Кв4000	коэффициент водоудерживающей способности, полученный на центрифуге при 4000 об/мин, %;
Квусп	коэффициент водоудерживающей способности, полученный на центрифуге при 6000 об/мин, %;
Рп ат у	параметр пористости в атмосферных условиях
УЭСпв	удельное электрическое сопротивление полностью водонасыщенной породы (Квусп =100%), Ом.м;
УЭСв	удельное электрическое сопротивление воды, насыщающей породу, Ом.м;
УЭСнв3000	удельное электрическое сопротивление частично водонасыщенной породы (водоудерживающая способность моделируется при 3000 об/мин), ом.м;
УЭСнв4000	удельное электрическое сопротивление частично водонасыщенной породы (водоудерживающая способность моделируется при 4000 об/мин), ом.м;
УЭСнв	удельное электрическое сопротивление частично водонасыщенной породы (водоудерживающая способность моделируется при 6000 об/мин), ом.м;
Рн3000	параметр насыщенности, полученный в атмосферных условиях при работе центрифуги на 3000 об/мин;
Рн4000	параметр насыщенности, полученный в атмосферных условиях при работе центрифуги на 4000 об/мин;
Рн	параметр насыщенности, полученный в атмосферных условиях при работе центрифуги на 6000 об/мин;
Собщ.	общая каpбонатность поpоды в %, пустые гpафы означают, что поpода не каpбонатная;
Sов	содержание воды в запарафинированном образце, %;
Sон	содержание нефти в запарафинированном образце, %;
КС	каротаж сопротивлений
ПС	каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации
ПЗ	каротаж сопротивления потенциал зондом
ГЗ	каротаж сопротивления градиент зондом
БК	боковой каротаж
ИК	индукционный каротаж

 

ВВЕДЕНИЕ

В соответствии с календарным планом работ по договору № 39960-00/17-62 (4044-Р)  от 06.06.2016г. «Исследования керна скважины № 600 Верхне-Шапшинского месторождения лабораторией физики нефтегазовых систем и пластов Нижневартовского научно-исследовательского и проектного института в период с 1 февраля 2017 г по 28 февраля 2017 г. проведено изучение коллекторских свойств кернового материала, в количестве 120 образцов.

Основной целью лабораторных исследований образцов пород-коллекторов нефти и газа является получение информации об их емкостных, фильтрационных свойствах и литологической характеристике, использующейся для подсчета запасов, составления проекта разработки, интерпретации материалов геофизических исследований скважин, целей промысловых и региональных геологических исследований.

 Принципиальная схема исследования пород-коллекторов включает в себя следующие блоки:

- Герметизация керна – обеспечивает нормальную сохранность остаточных флюидов при длительном хранении герметизированных образцов. Герметизируют керн для определения прямым способом остаточной водонасыщенности (при применении бурового раствора на безводной основе) или нефтенасыщенности (глинистый раствор, вода);

- Общие исследования обеспечивают получение информации основных фильтрационно-емкостных параметров пород-коллекторов, определяемых при решении практических задач, связанных с подсчетом запасов, оперативного применения в процессе геологоразведочных работ (ГРР) и разработки месторождений и другими геологическими исследованиями. Петрофизические исследования обеспечивают получение информации для обоснования методики интерпретации данных промыслово-геофизических исследований скважин.

Отчет выполнен за счет собственных средств ООО «ЮрскНефть».