додати матеріал


приховати рекламу

Комплекс геофізичних досліджень свердловин Самотлорского родовищах

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Федеральне агентство з освіти
Державна освітня установа вищої професійної освіти
«ПОЛІТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ»
Інститут геології та нафтогазового справи

Кафедра геофізики

Спеціальність Геофізичні методи пошуків і розвідки МПІ

ЗАТВЕРДЖУЮ
Зав. кафедрою
________________ __________________
(Підпис) (прізвище та ініціали)
___________ Р.
Випускна кваліфікаційна робота
за програмою інженерної підготовки
Тема:
КОМПЛЕКС ГЕОФІЗИЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ СВЕРДЛОВИН Самотлорське РОДОВИЩА ДЛЯ ОЦІНКИ ФЕС і насичення КОЛЕКТОРІВ

АНОТАЦІЯ
Мета роботи: оцінка ФЕС і насичення колекторів Самотлорского родовища.
Самотлорське родовище розташоване в центральній частині Західно-Сибірської плити на східному схилі структури першого порядку Нижневартовского зводу, в межах Тарховского куполоподібної підняття.
Проект складається з чотирьох частин: загальної, проектної, спеціальної, техніко-економічної.
У загальній частині дається характеристика району робіт в географо-економічному плані. Наводяться дані про геолого-геофізичної вивченості району. Коротко описується геологічна будова з описом стратиграфії, тектоніки, нафтогазоносності. У висновку наводиться аналіз результатів минулих років.
У проектній частині обгрунтовується вибір ділянки робіт і методів ГІС. Описується методика геофізичних досліджень свердловин. Розглянуто питання камеральної обробки та інтерпретації матеріалів.
У спеціальній частині розглянута Інформативність методу ВІКІЗ при вивченні піщано-глинистих розрізів.
У техніко-економічної частини проводиться розрахунок всіх запроектіруемих обсягів робіт, техніко-економічних показників, кошторисної вартості робіт, заходи з охорони праці та техніки безпеки, з охорони природи.
Кошторисна вартість проектних робіт.

ЗМІСТ
Введення
1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА
1.1. Географо-економічний нарис району робіт
1.2. Коротка геолого-геофізична вивченість
1.3. Геологічна будова району
1.3.1.Літолого-стратиграфічна характеристика
1.3.2. Тектоніка
1.3.3. Нефтегазоностность
1.4 Фізичні властивості гірських порід і петрофізичні комплекси
1.5. Аналіз основних результатів геофізичних робіт минулих років
1.5.1. Обсяг і комплекс геофізичних досліджень свердловин
1.5.2. Методика інтерпретації матеріалів ГДС
2. ПРОЕКТНА ЧАСТИНА
2.1. Вибір ділянки робіт
2.2. Апріорна ФГМ об'єкта і завдання робіт
2.3. Вибір методів досліджень та їх завдання
2.4. Методика і техніка проведення робіт
2.4.1. Фізичні основи методів геофізичного дослідження
   2.5. Метрологічне забезпечення робіт, що проектуються
2.6. Камеральні роботи
2.7. Інтерпретація геофізичних даних
3. СПЕЦІАЛЬНА ЧАСТИНА (Спецглави)
Інформативність методу ВІКІЗ при вивченні піщано-глинистих розрізів
3.1. Основні геолого-геофізичні завдання, які вирішуються методом ВІКІЗ
3.2. Основи теорії. Сигнали ВІКІЗ в неородних середовищах
    3.3. Апаратура, її сертифікація та метрологічна повірка
    3.4. Якісна оцінка геологічного розрізу
    3.5.Основи кількісної інтерпретації
          СИСТЕМА ОБРОБКИ І КІЛЬКІСНОЇ
І ІТЕРПРETAЦІІ І MCDC ВІКІЗ
4. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА
    4.1 Організаційно-економічний розділ
4.2. Виробнича та екологічна безпека при виробництві геофізичних робіт
4.2.1. Виробнича безпека
4.2.1.1.Аналіз небезпечних факторів і заходів щодо їх усунення
4.2.1.2.Аналіз шкідливих факторів і заходів щодо їх усунення
4.2.2. Пожежобезпечність
4.2.3. Екологічна безпека
4.2.4. Безпека в надзвичайних ситуаціях
4.3. Кошторисні розрахунки за видами робіт
Список використаної літератури

Введення
Метою даної роботи є уточнення геологічної моделі будови Самотлорского родовища на основі комплексної інтерпретації всієї геолого-геофізичної і промислової інформації, підрахунок запасів нафти і розчиненого газу, створення технологічної схеми розробки в ході дорозвідки родовища
Геофізичні методи визначення колекторських властивостей і нафтогазонасиченість гірських порід стали основними при підрахунках запасів нафти і газу.
В останні роки промислово-геофізична інформація широко використовується при проектуванні розробки родовищ нафти і газу, а також при контролі та аналізі процесу розробки, тому що забезпечує отримання всіх основних параметрів, необхідних для підрахунку запасів.
Для визначення підрахункових параметрів в нашій країні і за кордоном використовуються численні способи обробки геофізичної інформації. Значна їх частина фізично обгрунтована і об'єктивно враховує реальні можливості геофізичних методів і точність вимірювань геофізичних параметрів серійної апаратурою. Їх застосування правомірно і дає надійну геологічну інтерпретацію. Поряд з цим використовуються і методики, що не мають чіткої фізичної основи, застосування яких не забезпечує необхідної точності геологічної інтерпретації і дискредитує величезні можливості геофізики. Нерідко спостерігаються випадки недостатнього урахування всієї геолого-геофізичної інформації при інтерпретації геофізичних матеріалів та використання моделей колектора та петрофізичних зв'язків, правильних по суті, але не відповідають типу досліджуваного колектора. Це призводить до суттєвих помилок при оцінці запасів нафти і газу.

1. Загальна частина.

1.1. Географо-економічний нарис.

Самотлорське родовище - найбільше в Західному Сибіру і Росії - знаходиться в Нижньовартовську районі Ханти-Мансійського автономного округу Тюменської області, в 750 км на північний схід від м. Тюмені та в 15 км від м. Нижньовартовська (Рис.1.1).
Географічно район родовища приурочений до вододілу р. Обі. Територія родовища сильно заболочена. Рослинність представлена ​​змішаними лісами, з переважанням хвойних порід.
Клімат району континентальний з коротким прохолодним літом і тривалої холодною зимою. Найбільш холодним місяцем року є січень (-50 °), найтеплішим - липень (+30 °).
За характером випадає атмосферних опадів описувана територія відноситься до районів з надлишковим зволоженням. Среднемноголетнее річна кількість опадів становить 400мм. Висота снігового покриву на відкритих ділянках складає 0.8- 1.0 м , А на заселених -1.6 і більше метрів. Товщина крижаного покриву коливається від 40 до 80 см .
Населені пункти безпосередньо на площі родовища відсутні. Найближчі населені пункти - м. Нижньовартовськ, м. Мегион та інші - розташовані на березі р.. Обі.
Щільність населення низька, корінне населення - ханти і мансі - веде напівкочовий спосіб життя, займається оленярством, рибальством і полюванням.
У межах родовища є дороги з бетонним покриттям, за яким цілий рік можливий рух всіх видів транспорту.

1.2. Геолого-геофізична вивченість району робіт.

На досліджуваній території до теперішнього часу виконано значний обсяг геофізичних робіт, що включають магниторазведку, гравиразведку, регіональні та майданні сейсморозвідувальні дослідження.
Геофізичним робіт передувала державна геолого-геоморфологічна зйомка масштабу 1:1000000, проведена в 1949 - 1952 р . Р., і буріння опорних свердловин. Результати цих досліджень, коли були встановлені загальні закономірності геологічної будови регіону, послужили основою для проведення подальших, більш поглиблених геолого-геофізичних робіт. Майданні сейсмічні роботи МОВ здійснювалися в 1957 - 1966 р . Р. Глибоке пошукове буріння з метою виявлення покладів нафти і вивчення геологічної будови почалося з 1961 року.

1.3. Геологічна будова родовища

1.3.1.Літолого-стратиграфічна характеристика
Геологічний розріз родовища представлений відкладами двох структурних комплексів: доюрскіх утворень і мезозойської-кайнозойського осадового чохла. Осадові породи загальною товщиною до 3 км залягають на розмитій поверхні доюрского складчастої основи (рис.1.2).
Номенклатура світ і пачок, що складають розріз родовища, що не зазнала будь-яких істотних змін у порівнянні з даними звіту 1987 р . Тому нижче дається коротка характеристика стратиграфічних підрозділів.
Доюрскіе освіти
Палеозойський структурний поверх розкритий розвідувальними вкв. 8Р, 39Р, 50р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192п. Відкладення палеозою представлені сильно метаморфізованими глинистими, глинисто-слюдяних і кременисто-глинистими сланцями, інтрузивними породами. За породам палеозойського структурного поверху розвинені кори вивітрювання, які на Самотлорському родовищі мало вивчені.
Юрська система
Відкладення юрської системи, незгодні залягають на доюрском підставі, представлені трьома відділами. Нижній і середній відділи складені континентальними відкладеннями тюменської свити, товщина якої досягає 220 - 250 м .
Верхній відділ (Васюганська, георгіївська, баженовскій світи) представлений переважно морськими опадами. Васюганська свита (келловей-оксфорд) літологічно ділиться на дві частини. Нижня - складена аргілітами і має товщину до 30 м . Верхня частина, що має товщину до 45 м , Представлена ​​переважно піщано-алевролітовимі породами, з якими пов'язана нафтоносності (горизонт ЮВ 1).
Георгіївська свита (кіммерідж) представлена ​​аргілітами з прошарками вапняків та включеннями глауконіту. Товщина свити - до 4 м .
Баженовскій свита, складена бітумінозних аргілітами товщиною близько 20 м .
Крейдова система
Крейдова система представлена ​​всіма стратіграфіческмі одиницями.
Нижній крейда складний відкладеннями Мегіонское, вартовской, алимской і низів покурской світ.
Мегіонское свита (берріас-валанжін) літологічно ділиться на чотири частини. Нижня - складена аргілітами. На них залягає ачимівських товща, представлена ​​тонким і досить складним перешарування пісковиків, алевролітів і аргілітів. У складі товщі виділяється до 9 пластів, індексованих зверху вниз від БВ 14 до БВ 22, з яких 4 останніх у межах Самотлорского родовища містять промислові запаси нафти. Товщина ачимівських товщі досягає 80 м . Вище залягають переважно піщані породи, у складі яких виділяються пласти БВ 8 - БВ 12. Промислово-нафтоносними є пласти БВ 8 і БВ 10. У межах Самотлорского родовища з Мегіонское почтом пов'язані відкладення кліноформенного комплексу. Товщина відкладів свити: 326 - 370 м .
Вартовская свита підрозділяється, на дві підсвіти. З нею пов'язаний в межах всього родовища шельфовий етап осадонакопичення. В основі нижньої підсвіти відкладення представлені переслаіваніе сірих пісковиків, алевролітів і аргілітів,
складають пласти БВ 7 і БВ 6. Пласт БВ 7 нефтеносен. Розріз верхньої частини підсвіти представлений також чергуванням різнозернистий пісковиків, алевролітів і глинистих порід, що утворюють до п'яти самостійних пластів, з яких у трьох (БВ 0, БВ 1, БВ 2) містяться промислові поклади нафти. Загальна товщина нижньої підсвіти, становить близько 240 м .
Верхня підсвіта вартовской свити підрозділяється на дві частини. У складі нижньої частини виділяється три піщаних пласта АВ 8, АВ 7 і АВ 6, з якими пов'язані поклади нафти і газу. Верхня частина підсвіти, характеризується істотно більшою піщанистої, причому виділяються в її розрізі пласти АВ 4-5 і АВ 2-3 мають значні ефективні товщини (понад 50 м ) І поліпшені колекторські властивості пісковиків і крупнозернистих алевролітів. Загальна товщина вартовской почту до 400 м .
Алимская свита складається з двох частин. Нижня підсвіта складена переважно пісковиками і алевролітами і виділяється в розрізі як пласт АВ 1, який в підошовної частини представлений менш глинистими різницями (пласт АВ 1 3), а в покрівельній частині більш глинистими і тонкозернистим різницями порід складної текстури (пласт АВ 1 1-2 ). Верхня підсвіта, складена аргілітами темно-сірими з частими тонкими прошарками алевролітів. Загальна товщина відкладень алимской свити досягає 80 - 85 м .
Покурская свита об'єднує опади аптского, альбского і сеноманського ярусів. Вона представлена ​​перешарування пісковиків з алевролітами і глинами. У сеноманских пісковиках (пласт ПК 1) залягає газова поклад. Товщина свити до 720 м .
Відкладення верхнього крейди представлені переважно глинистими опадами кузнецовської, Березовський і ганькінской світ товщиною 250 - 300 м .
Палеогеновая система
Полягає в нижній своїй частині в основному з глин морського походження (Талицько, люлінворская, чеганская світи), товщина яких становить 280 - 320 м . Вище залягають континентальні опади - перешарування глин, пісків, бурого вугілля із залишками деревини (атлимская, Новомихайлівського, Журавська світи). Їх товщина складає від 235 до 240 м .
Четвертичная система
Відкладення четвертинної системи представлені супісками, суглинками, пісками, торфом, залягають на розмитій поверхні опадів Журавської свити. Товщина відкладів досягає 125 м .

1.3.2. Тектоніка
Тектонічна будова району Самотлорского родовища не відрізняється від тектонічної будови Західно-Сибірської плити (ріс1.3.), В межах якої виділяють три структурних поверхи.
Нижній - відповідає палеозойському і допалеозойских часу, відповідає геосинклінальному етапу розвитку.
Середній - пермо-тріасового часу, формувався в період парогеосінкліналі.
Верхній - мезо-кайнозойської осадовий чохол, що формувався в платформних умовах тривалого занурення фундаменту.
Самотлорське родовище розташоване в центральній частині Західно-Сибірської плити на східному схилі структури першого порядку Нижневартовского зводу, в межах Тарховского куполоподібної підняття, яке об'єднує структури III порядку Самотлорське, Березневу, Північно-Самотлорське, Білозерський, Чорногорський і ін Ці структури оконтуриваются ізогіпс -2350 - 2375 м і мають амплітуди 50 - 100 м .
По покрівлі горизонту БВ 10 Самотлорське куполоподібної підняття оконтуриваются ізогіпс -2200 м. Всі локальні структури всередині контуру виражені досить різко. Найбільша з них - власне Самотлорському структура обведений ізогіпс -2120 м, має ізометричну форму з порізаними контурами. Розміри її: 12 х 15 км , Амплітуда - близько 70 м , При цьому найбільш круті кути підняття характерні для південно-східній частині - до 2 0 2 '. По покрівлі горизонту БВ 8 в структурному плані Самотлорского підняття намічається певне виположування в порівнянні з ніжезалегающім горизонтом БВ 10. Більш суттєві зміни структурного плану відзначаються по покрівлі самого верхнього продуктивного горизонту АВ 1, згідно з яким Приобского, Білозерне, Нижневартовская і Березнева структури практично зливаються з Самотлорське, оконтуріваясь з півночі і сходу ізогіпс -1690 м, на заході і південному заході - ізогіпс - 1660 м , Залишаючись «розкритими» у бік Аганского і Мегіонское піднять. Кути нахилу крил сягають 1 0 45 ', амплітуда по відношенню до західного крила - близько 110 м , Східному і північному - 160 м . У цілому Самолотлорское куполоподібної підняття по замикає ізогіпс -2220 м має розміри 32 ' 40 км , Амплітуду - близько 150 м .
У результаті переінтерпретації матеріалів було виявлено ряд малоамплітудних піднять (Сонячна, Південно-Вільентовская, Ловінська, Турська, Санчінская, Західно-Чорногорська, Іжевська). У рамках даної роботи побудова структурних карт по опорних та цільовим горизонтів проводилося комплексом Mapping, що включає підпрограми ув'язки сейсмічної інформації (to) по горизонтах, побудова карт ізохрон, швидкостей, структурних поверхонь. Структурні сейсмічні карти по групі пластів БВ, ЮВ 1 і покрівлі баженовскій свити будувалися на основі карти ізохрон по отражающему горизонту «Б» і відповідної швидкісної моделі середовища. Структурні карти групи пластів АВ будувалися на основі карти ізохрон по отражающему горизонту «М». Незважаючи на різнорідність сейсмічного матеріалу (від одноразового МОВ з аналоговою записом до сучасних зйомок 3Д МОВ ОГТ), що обумовлені, карти ізохрон мають дисперсію ± 2.5 мс, що при середній швидкості 3.5 км / с призводить до похибки визначення глибин ± 8.75 м . З урахуванням похибки визначення швидкостей, мінімальна похибка визначення глибин може бути оцінена в ± 10 м . Дані сейсмічних структурних побудов використовувалися для визначення абсолютних відміток структурних поверхонь між свердловинами при їх невисокій щільності, а також в крайових частинах родовища, не освітлених даними буріння. На відміну від раніше прийнятих методик (графіки сходження глибин за даними ГДС і сейсморозвідки) будувалися карти різниці між структурними відмітками з ГІС та сейсморозвідки. Карти нев'язок віднімати із структурних сейсмічних поверхонь, що дозволили отримати практично нульові нев'язки в точках положення свердловин і підвищити точність сейсмічних побудов в міжсвердловинного просторі.
Жили і броню кабелю використовують в якості ліній зв'язку. По кабелю подають харчування до свердловинним приладів і передаються сигнали в наземну вимірювальну апаратуру, де вони реєструються. Кабель застосовують як вимірювального інструмента для визначення глибини знаходження приладу у свердловині.
Відповідно до призначення та умов геофізичні кабелі повинні мати певні властивості: а) високу механічну міцність, гнучкістю і мінімальним подовженням, б) малим електричним опором струмопровідних жив і їх електричної симетрією; в) високим опором жив ізоляції, не порушуються у умовах агресивного середовища їх , великого тиску пластової рідини і високих температур.
Зазвичай опір ізоляції жили нового (отриманого з заводу) кабелю близько 100-150 МОм на 1 км при 20 о С. Прив'язку шкали глибин на діаграмі і уточнення фактичних глибин знаходження свердловинного приладу виконують за допомогою магнітних міток, нанесених на кабель через 50-100м.
Після закінчення робіт отриманий геофізичний матеріал доставляється в інтерпретаційний відділ. Потім оцінюється якість отриманих матеріалів головним інженером КВП. Оцінка якості проводиться на підставі «Вимог керівництва ВАТ ННД до якості отриманого матеріалу».

Реєструюча апаратура

Реєструючої апаратурою, використовуваної при виробництві ГІС на Самотлорському родовищі, є комп'ютеризована Каротажна станція ЮГРА - Б, створена на основі Industrial PC 610 (720), на базі процесорів Intel Pentium 166 MHz. У комп'ютер встановлюються плати МСГ - КСАТ (модуль лічильника глибини), плата ІЦВ (імпульсно - цифровий перетворювач) і 3 плати АЦП (аналогово-цифровий перетворювач), одна з яких управляє і дві допоміжні. Причому кожна плата окремо обробляє інформацію з кожної жили кабелю. Також у станції встановлюється блок комутації, в якому в свою чергу встановлюється формуючий трансформатор, плата телеметрії (МЛС) типу Manchester, формувач кодів глибини - датчик міток глибин (ФКГ - ДМГ), три плати PSLD 885 (релейні установки, одна на кожну з жил кабелю). Також Каротажна станція комплектується блоком змінного харчування Instek AS Power Sourc APS - 9050, блоком постійного живлення Xantrex 3,5 - 300, джерелом безперебійного живлення та друкуючим пристроєм - термоплотером. Весь цей комплект апаратури встановлюються в легкосплавний корпус (стійку).
МСГ служить для перетворення кодів надходять від ФКГ - ДМГ в машинні коди. Причому негативні імпульси МСГ сприймає як «спуск», а позитивні як «підйом». Також на МСГ надходять імпульси від датчика міток глибини.
ІЦВ служить для перетворення імпульсів що надходять від трасформатора - формувача імпульсів методів РК в машинні коди. ІЦВ має 6 вхідних каналів, отже 6 формувачів сигналів на компараторах, після яких обробка інформації йде через ксілінси. Рівень компараціі від +12 В до - 12В.
АЦП служать для перетворення аналогових сигналів надходять від свердловини і наземної апаратури в машинні коди. Кожен АЦП має 15 аналогових каналів з рівнем сигналу від 1 до 5 Вольт. Причому перші три канали основного (керуючого АЦП) задіяні для управління блоком комутації. Керуючий АЦП з'єднується з блоком комутації комплектом кабелів - шлейфів.
Через блок комутації здійснюється комутація свердловини апаратури з наземною апаратурою і з реєструючим пристроєм. Комутація здійснюється за допомогою релейних блоків. МЛС встановлена ​​в блоці комутації служить для прийому - передачі даних, що надходять від свердловини апаратури, а також для подачі команд до свердловини апаратурі. МЛС встановлена ​​для роботи з новітньою апаратурою типу «Сибір НВ», «Серія П» і ін Дані від МЛС надходять на сигнальні процесори АЦП.
Джерело змінного харчування, служить для живлення деяких видів апаратури змінним струмом. Параметри АРС 9050:
· Частота від 50 до 400 Hz;
· Максимальний видається струм 3 А;
· Максимальне видається напругу 500 В.
· Напруга живлення 220 В.
· Параметри Xantrex 3,5 - 300:
· Максимальний видається струм 3,5 А;
· Максимальне видається напруга 300 В;
· Напруга живлення 220 В.
2.5.Камеральние роботи
Процес камеральної обробки матеріалів геофізичних досліджень буде проходити з застосуванням ПЕОМ типу IВМ сумісні 80386, 80486, Pentium, Pentium-11 або Pentium Pro.
Технологія автоматизованої обробки в системі АСОІГІС
Оцифровані каротажні криві, а також табличну геолого-геофізичну інформацію про свердловині і розрізі завантажують у базу даних.
Перед виконанням обробки матеріалу роблять автоматичний контроль інформації, що міститься в табличних документах, на допустимість одиниць вимірювань, діапазон даних - на відповідність символьної інформації стандартам прийнятим у системі.
Весь процес обробки в системі АСОІГІС розбивають на логічні етапи:
попередня обробка;
оцінка констант обробки, розчленування кривих на пласти, визначення питомої опору;
оцінка літології, колекторських параметрів, характер насиченості; заключна обробка.
У результаті завершення кожного з етапів інтерпретатор, ведучий обробку, повинен отримувати графічний і табличний матеріал, необхідний для оцінки якості обробки і складання завдання для наступного етапу.
Методика автоматизованої інтерпретації в системі АСОІГІС
Методика інтерпретації включає вирішення наступних завдань:
введення поправок в криві ГІС;
уточнення констант обробки за допомогою крос-плотів;
розчленування кривих ГІС на однорідні інтервали, зняття відліків і ув'язка кордонів;
визначення питомої електричного опору;
оцінка властивостей розрізу методом нормалізації;
оцінка коефіцієнта глинистості;
оцінка коефіцієнта пористості і компонентного складу скелета породи;
оцінка коефіцієнта водонасиченому;
виділення колекторів;
оцінка літології;
оцінка характеру насиченості.
Методика передбачає як необхідний елемент вивчення взаємного поводження кривих ГІС з допомогою апарату побудови крос-плотів і методу нормалізації. На основі цієї інформації, базуючись на фізичних передумовах зв'язків показань ГІС з літологією, колекторськими властивостями і характером насиченості, геофізик становить обгрунтоване уявлення про властивості пластів у розрізі. Це йому дає можливість усвідомлено проводити інтерпретацію, що особливо важливо при дослідженні розвідувальних свердловин на маловивчених площах.

Методи автоматизованої обробки геофізичної інформації.

Система автоматизованої візуальної інтерпретації результатів геофізичних досліджень свердловин Gintel 97 призначена для збору, обробки, інтерпретації та узагальнення геолого-геофізичних даних по свердловинах при вирішенні завдань інформаційного забезпечення розвідки і розробки родовищ вуглеводнів.
Програмне забезпечення системи Gintel 97 розроблено на платформі IBM PC / AT в операційній системі MS Windows 98 в середовищі Visual C + +, MFC.
Архітектурні системи Gintel 97 забезпечує її експлуатацію на окремої робочої станції IBM PC / AT. Разом з тим вона може використовуватися і в обчислювальній мережі.
Взаємодія користувача з системою Gintel 97 реалізовано на двох - російською та англійською.
В основі функціонування системи Gintel 97 лежить принцип об'єктно-орієнтованої візуальної обробки даних при реалізації обчислювальних процесів за схемою павутини рішень.
В якості об'єкта обробки прийнятий інтервал розрізу в свердловині. Для нього складають проект, якому присвоюється ім'я. Обробка даних у системі здійснюється в рамках обраного поточного проекту. Усередині інтервалу розрізу, відповідного проекту, зазвичай виділяється деяка сукупність не перетинаються по глибині інтервалів, названих зонами. Кожна така зона може подавати окремі поклад вуглеводнів в розрізі досліджуваного родовища або який-небудь геологічний об'єкт (стратиграфічний інтервал порід).
У системі Gintel 97 зона розглядається як об'єкт, що представляє окрему інформаційну одиницю геологічних даних. Зоні присвоюється унікальне ім'я, зазвичай збігається з номенклатурним ім'ям пласта (покладу) в розрізі, певним при локальному стратиграфічному розчленування товщі порід у межах конкретного родовища.
Для зони в системі зберігаються різні дані: петрофізичні
зв'язку та константи, геологічні характеристики, одержані як у результаті збору та узагальнення первинної геологічної інформації, так і при обробці та інтерпретації геолого-геофізичної інформації з окремих свердловинах.
Для кожної зони використовується самостійна технологія обробки, інтерпретації та узагальнення геолого-геофізичних даних. Ця технологія може уточнюватися при обробці даних по кожній конкретній свердловині.
Обробка даних у системі конструюється як реалізація довільній послідовності (павутини) обчислювальних функцій. Кожна обчислювальна функція виконується фахівцем в інтерактивному режимі і управляється з власного технологічного екрана - спеціального вікна на дисплеї, що виникає при запуску обчислювальної функції і містить різні органи управління (меню, кнопки управління, поля, вікна зі списками даних). При ініціюванні будь-якого органу управління виконується окрема обчислювальна процедура. Послідовність виконання обчислювальних функцій і процедур визначає фахівець, вирішальний конкретну геологічну завдання.
Загальне управління роботою системи реалізує Головний монітор.
Головний монітор забезпечує реалізацію обчислювальних функцій і процедур над даними у відповідності з вибраним проектом. Проект - це пакет відомостей про вихідні дані та накопичених результати обчислень. Керуючий монітор формує список проектів, з бібліотеки системних даних, створює нові і редагує існуючі проекти, зберігає проекти в базі геолого-геофізичних даних, вибирає їх з бази даних, коригує списки проектів і т.д. Він також забезпечує запуск обчислювальної функцій.
В одному сеансі роботи з системою фахівець може запустити кілька Головних моніторів. Такий режим забезпечує реалізацію одночасної обробки даних по цілій групі довільно вибраних свердловин. Наприклад, на одному Головному моніторі запускаються обчислювальні процедури обробки даних по окремій свердловині, а на іншому - функції узагальнення даних по групі свердловин для розрахунку інтегральних геологічних характеристик по окремих покладів. У рамках одного проекту можна виконувати обробку за кількома проектами.
Результати обробки, породжувані окремими обчислювальними функціями, оформляються у вигляді протоколів, які записуються у форматі ASCII файлів у базу даних і можуть бути в подальшому переглянуті і відкориговані на дисплеї, роздруковані на принтерах у формі звітів по обробці даних.
Обчислювальні процедури звичайно синтезують графічні зображення планшетів кривих ГІС і геологічних даних, а також графіків і забезпечують запис їх макетів у спеціальних ASCII файлах. Такі файли в подальшому використовуються в якості вихідної інформації для програми графічного відображення, яка реалізує виведення інформації за допомогою струменевих принтерів і термальних плотерів в форматі А0 - А4.
Бібліотека обробних програм системи Gintel 97 містить компоненти, що забезпечують реалізацію довільних складних процесів обробки та інтерпретації геолого-геофізичної інформації. При цьому використовуються математичні моделі, довільні багатопараметричні петрофізичні зв'язку та інтерпретаційні палетки ГІС. Програмне забезпечення включає різні діалогові засоби виведення і формування всіх типів даних у цифровій і графічних формах, програми виконання діалогових фіксованих обчислювальних процедур, програму Процесор ГІС, забезпечує складання і реалізацію користувачем самостійно сформульованих ним довільних обчислювальних процесів, що включають складні логіко-математичні перетворення даних, синтез графічних зображень, статистичний аналіз, рішення систем рівнянь і т.д.
До складу програмного забезпечення входить цілий набір програмних засобів діалогової обробки геолого-геофізичних даних, представлених в графічній формі на екрані монітора, експертного аналізу та коригування результатів розрахунків, інтегрованого узагальнення інформації, введення-виведення даних ГІС у форматі LAS, LIS і в інших форматах.
Криві ГІС та криві властивостей породи, а також таблиці даних можуть виводитися безпосередньо в програму MS Excel або виводитися у форматі обмінних файлів MS Excel (*. сsv). Будь-які таблиці можуть вводитися в систему з файлів (*. сsv), підготовлених програмою MS Excel.          
Процес обробки геолого-геофізичних даних в Gintel 97 підрозділяється на логічні етапи, в результаті завершення кожного з яких інтерпретатор отримує графічний і табличний матеріал, необхідний для оцінки якості обробки і складання завдання для наступного етапу.
На першому етапі обробки первинних матеріалів вводять в них апаратурні поправки, призводять діаграми до стандартних умов вимірювань, враховують вплив вміщуючих порід. При цьому використовуються як безпосередньо палеточние дані, отримані за результатами математичного моделювання прямих завдань каротажу, так і дані, узагальнені на основі сучасних методів фільтрації і регресійного аналізу і які становлять нелінійні оператори - фільтри (для індукційного каротажу і методу ПС). У Gintel 97 ув'язка кривих між собою за глибиною проводиться шляхом завдання величин і напрямів зсуву по глибині для окремих кривих. При цьому одна з кривих призначається інтерпретатором в якості опорної. На цьому ж етапі знімаються відліки в опорних пластах з виправлених кривих. В основу програм відбиття пласта закладені два способи: аналітичний (заснований на визначенні меж по характерних точках кривих) і спосіб математичного моделювання (полягає в пошуку точок максимуму функції R (δ) для інтерпретується кривої та математичної моделі кордонів пласта).

2.6. Інтерпретація геофізичних даних

Інтерпретація даних ГІС передбачає вирішення основних геологічних завдань, таких як літологічний розчленування розрізу, виділення пластів-колекторів, визначення характеру насичення пластів і вирішення інших завдань дослідження. При інтерпретації робиться висновок по свердловині з конкретним зазначенням інтервалів перфорації.

Фізичні основи інтерпретації

Інтерпретація методів електричного опору. Питомий електричний опір (ПЕО) гірських порід залежить від питомого опору, структури і об'ємного співвідношення окремих фаз породи, від явищ на кордоні розділу фаз, від температури і тиску.
УЕР пластових вод ρ в визначається їх мінералізацією, хімічним складом, температурою та іншими факторами. Цей параметр можна оцінити шляхом безпосереднього вимірювання в лабораторних умовах з внесенням поправки за температуру, і використовуючи метод ПС.
УЕР фільтрату промивної рідини ρ ф оцінюється по опору ПЖ р п з урахуванням температури. Для обважнених розчинів вносять поправки.
УЕР вуглеводневої фази значно перевершує питомий опір порових розчинів, тому електропровідність перших можна умовно вважати практично рівною нулю.
УЕР чистих негліністих порід РВП при 100%-ном заповненні пір УЕР рв визначається співвідношенням р вп = Рп • ρ в, де Рп - параметр пористості, пов'язаний з коефіцієнтом пористості породи Кп і залежить від її літологічного складу.
Інтерпретація діаграм БКЗ. БКЗ полягає в дослідженні розрізів свердловин комплектом однотипних зондів КС різної довжини з метою визначення ПЕО незміненій частини пласта і параметрів проміжної зони - її діаметру і ПЕО. Принцип інтерпретації результатів БКЗ полягає в побудові фактичної кривої БКЗ і зіставленні її з теоретичними кривими, одержаними для певних параметрів середовища. У разі збігу кривих параметри середовища теоретичної кривої присвоюється досліджуваного пласту. Для побудови фактичної кривої БКЗ необхідно виділити найбільш однорідні пласти, для яких можлива кількісна інтерпретація. Товщину пластів визначають звичайним способом за кривими КС з використанням малого зонда. Уточнення положення меж пластів можна також проводити по діаграмах мікрозонд та інших методів каротажу.
Інтерпретація діаграм БК. Процес обробки діаграм БК проводиться поетапно:
а) перевірка якості діаграм. Полягає, перш за все, у перевірці запису нульових і градуювальних сигналів, контрольних повторних замірів і перекриттів.
б) виділення об'єктів інтерпретації. Особливості форм кривих опору описані у відповідних інструкціях.
в) зняття характерних значень ρ к, проводять способами, які залежать від будови пласта. Якщо пласт однорідний по ρ, то проти пласта відраховують середньозважене по товщині позірна опір ρ к.ср. Якщо пласт вважається неоднорідним, то проти пласта відраховують поздовжнє позірна опір ρ до t. Принцип визначення справжнього питомого опору заснований на вивченні характеру розподілу електричного поля екранованого зонда БК.
г) введення поправки за вплив ексцентриситету зонда в свердловині. Її вводять в показання екранованих зондів з малим радіусом дослідження. Показання зондів БК із середнім і великим радіусом дослідження не залежать від положення приладу у свердловині.
д) введення поправки за обмежену товщину пласта.
е) введення поправки за товщину шару.
ж) введення поправки за вплив свердловини.
з) введення поправки за вплив зони проникнення фільтрату ПЖ.
Інтерпретація діаграм мікрозонд. Діаграми мікрозонд використовують в основному для цілей якісної інтерпретації. Однак існує й принципова можливість кількісного визначення ПЕО. Щільні непроникні породи характеризуються загальним високим рівнем і изрезанностью кривої р к, пов'язаної з шорсткістю стінок свердловини і нерівномірністю притиснення електродів до породи.
У пластах, що утворюють каверни, одержуване мікрозонда р до близько до опору ПЖ.
Інтерпретація діаграм індукційних зондів. Метод служить для визначення питомої електричної провідності порід і заснований на вивченні вторинного електромагнітного поля, виникнення якого обумовлено вихровими струмами, індукованими в породах з допомогою штучного електромагнітного поля.
Важливою властивістю індукційних зондів є радіальні і вертикальні характеристики, що показують зміна геометричних факторів ділянок середовища в міру віддалення їх від зонда. Радіальні характеристики визначають радіус дослідження зонда і ступінь впливу на його свідчення свердловини, зони проникнення і незміненій частини пласта. Вертикальна характеристика зонда дає уявлення про ступінь впливу на його свідчення вміщуючих порід.
Обробка та інтерпретація діаграм включає в себе такі основні етапи:
а) перевірка якості матеріалів. Якість діаграм попередньо оцінюють у відповідності до вимог технічних інструкцій. Розбіжності між даними БКЗ і величинами опору, визначеними за ІМ з внесенням поправки за свердловину і скін-ефект, не повинні бути більше ± 10% для всіх опорних пластів;
б) виділення об'єктів інтерпретації та зняття значень здається електричної провідності. Базується на аналізі кривих здається питомої провідності σ до, отриманих для досліджуваного середовища різної будови.
Для пласта обмеженою товщини, що залягає в породах, що мають однаковий опір знизу і зверху пласта, криві σ до мають симетричну форму щодо середини пласта. При товщині пласта понад 2 метрів його межі проводять по точках, відповідним середині аномалії σ к;
в) облік впливу свердловин. Проводять за допомогою палеточной залежності геометричного фактора свердловини Gc від її діаметра d c ;
г) облік впливу скін-ефекту. Дозволяє перейти від знятого з діаграми значення σ до до значення р к для того ж шару. Поправку за скін-ефект вводять після введення поправки за вплив свердловин;
д) облік впливу обмеженої товщини пласта. Необхідний для приведення показань індукційного методу до умов пласта необмеженої товщини;
е) облік впливу зони проникнення. Здійснюється за спеціальними палетка, що представляє собою сімейство кривих залежностей р к від р р або σ к від σ р

Інтерпретація методу ПС

Потенціали мимовільної поляризації, що реєструються при дослідженні газових свердловин, обумовлені природними електричними полями, які виникають в результаті електрохімічних процесів, що протікають на кордоні між свердловиною і породами, а так само пластами різної літології в розрізі свердловини.
Серед електрохімічних процесів, що формують потенціали ПС в свердловині, основну роль грають дифузія солей і протягом рідини, в результаті яких виникають потенціали (е.р.с.) дифузійного або фільтраційного походження.
Діаграма ПС не має нульової лінії. Горизонтальний масштаб зареєстрованої кривої ПС показують числом мілівольт припадають на відрізок 2 см . Зважаючи на відсутність на діаграмі ПС нульової лінії в якості умовної нульової лінії, від якої відраховують відхилення кривої ПС, використовують лінію глин. Переважна частина осадових порід в теригенних, карбонатному, вулканогенних, гідрохімічний розріз і різних їх поєднаннях відзначається відхиленням кривої ПС вліво від лінії глин. Межі пластів на кривої ПС відповідають точкам перегину зареєстрованої кривої ПС.
Для геологічної інтерпретації діаграм ПС використовують або графік стрибка потенціалу Е s або значення Е s в окремих пластах, або відносні значення α пс = Е s / Е s max, - максимальне значення Е s в досліджуваному ділянці розрізу.
При інтерпретації діаграм СП вирішують такі завдання:
визначення р в при температурі пласта і розрахунок мінералізації пластової води Св, відповідної р в для визначення р в звичайно використовують аномалію ПС в пласті чистого пісковика або вапняку, що залягає в щільних високодисперсних глинах.
виділення колекторів в теригенних розрізі, визначення глинистості порід.

Інтерпретація радіоактивних методів

Інтерпретація ГК. Гамма-метод дозволяє судити про радіоактивність гірських порід і використовується для розчленування геологічного розрізу, оцінки глинистості, виділення та оцінки радіоактивності порід. Свердловинний прилад ЦК містить детектор і електронну схему для реєстрації числа імпульсів за одиницю часу. Показання приладу залежать від змісту U, Th, К в породі та середовищі, яке заповнює свердловину, від товщини і матеріалу корпусу приладу, спектральної чутливості детектора.
Найважливіші особливості кривої інтенсивності гамма-випромінювання I γ: аномалія симетрична, при h>I γ   в середині пласта практично дорівнює показаннями I γ при h = ∞. Вплив свердловини на результати ГК обумовлено поглинанням випромінювання пласта свердловини і внеском у I γ квантів, що виникають у свердловині. Цей вплив визначається коефіцієнтом лінійного поглинання розчину μ р, його щільність δр і питомої активності. Крім поправки за свердловину у виміряні значення вводять поправку за глинисту кірку і виключають фон приладу. Геологічної інтерпретацією результатів ГК у даному випадку буде літологічний розчленування пластів.
Інтерпретація даних НКТ. При інтерпретації даних НКТ виділення пластів, у-, відлік показань і їх виправлення за вплив інтегруючої осередки (поправка за υτ я) проводять так само, як і при ЦК. Потім віднімають природний фон, визначають здається пористість пласта за палетка залежності I / Iв від kn для чистого водоносного вапняку і відповідного діаметра свердловини, враховують нестандартність свердловинних умов (враховується вплив ПЖ яке складається з різних параметрів: водневого індексу розчину юр, його щільності DР, випромінюючої здатності υ p і перетину поглинання теплових нейтронів Σз.р, що залежить в основному те змісту хлору і заліза, вплив проміжного шару - глиниста кірка або відхід приладу від стінки), враховують особливості пласта (вводиться поправка за основний мінеральний склад скелета, за глинистого, за домішки елементів з високим перетином поглинання нейтронів, за вплив залишкового газонасичення в зоні проникнення, за температуру і тиск в пласті і свердловині).
Кількісне визначення коефіцієнтів газонасиченості за даними стаціонарного НМ засноване на використанні рівняння
k р = (k п - k п, K + kгл ω гол + Δω пл) / [k п (1-ω р)]. (2.1)
Оскільки Δω пл залежить від k р і ця залежність поки не аппроксимирована відповідними формулами, k р знаходять методом послідовних наближень. Спочатку визначають перше наближення k р вважаючи Δω пл - 0; далі обчислюють наближені значення за формулою (2.1.) і знаходять перше наближення Δω пл і друге наближення k р. Подібний процес продовжують до отримання стійких значень k р.
Похибка визначення k п по стаціонарних нейтронних методів в різних умовах складає приблизно 1,5 - 3,5%.
Інтерпретація даних ДГП каротажу. ДГП використовують для визначення щільності гірських порід δ, реєструючи щодо жорстке гамма-випромінювання (понад 0,15 МеВ). Основне призначення ДГП в нафтових і газових свердловинах - визначення k п.
Якщо щільність твердої фази δ тв і заповнювача пір δ ж не залежить від k п, то
k п = (δск-δ) / (δ тв - δ ж).
Якщо тверда фаза двокомпонентна (кістяк + домішка), то
k п = (δ ск - δ) / (δ ск - δ ж) + (δ прим-δ ск) • k прим / (δ ськ-δ ж), де k прим - частка домішки
(Глінізація, нерозчинний залишок, доломітізація і т.п.) в обсязі породи; δ ск і δ прим - щільність скелета і домішки.
У газоносних пластах слід враховувати залишкову газонасиченості k Г.О, зони проникнення і замість δ ж використовувати δ ж = δ ж - k Г.Ож - δ г), де δ р - щільність газу.

Інтерпретація акустичних методів

Стандартний акустичний метод.
Визначення коефіцієнта пористості. Основа методу визначення коефіцієнта пористості порід - наявність тісного взаємозв'язку між величинами Vp (або Δτ) і k п. У однорідної і ізотропного ідеально пружною середовищі швидкість поширення пружних хвиль визначається значенням модуля Юнга Е, коефіцієнта Пуассона υ, щільністю δ п - Щільність пористого середовища залежить від коефіцієнта пористості:
δ п = δ тв - (δ тв - δ 3) * k п, (2.2)
Де δтв - щільність твердої фази, тобто зерен, що складають кістяк породи;
δз - щільність заповнювача порового простору.
У гірських породах зв'язок між фазами, що складають породу, недостатньо досконала. З цієї причини залежність V p від υ і δ п, а отже, і від k п відхиляється від закону.
На підставі експериментальних і теоретичних досліджень середовищ з недосконалими зв'язками запропоновано ряд висловів, що встановлюють залежність швидкості (інтервального часу) поширення поздовжніх хвиль від пористості.
Найбільш прості з них такі:
рівняння середнього часу, отримане М. Віллі, А. Грегорі і Л. Гарднером,
Δτ п = Δτ тв + (Δτ 3 - Δτ тв) • k п; (2.З.)
рівняння степеневої зв'язку, запропоноване В.М. Дахнова,
Δτ п = Δτ тв + k п m п (Δτ з - Δτ тв) + k гол m гол • (Δτ з - Δτ тв), (2.4.)
де Δτ тв - інтервальний час у твердій фазі породи; m п і m гол - показники, що залежать відповідно від структури і ступеня цементації колектора, що змінюються від 0,7 до 1,5 і зростаючі зі збільшенням ущільнення.
В основу рівнянь (2.З) і (2.4) покладена лінійна залежність між швидкістю (або інтервальним часом) і пористістю. У них не враховується вплив гірського і пластового тисків, хоча їх роль зростає зі зменшенням пористості.
Для пористих середовищ, що містять глинисті включення в порах, отримано рівняння, що дозволяє враховувати особливості пружних властивостей досліджуваних порід і вплив всебічного стиснення на швидкість пружних хвиль:
, (2.5)
  де μ - коефіцієнт, що враховує відносне зміст і стисливість глинистих частинок; β тв, β п, β з - коефіцієнти стисливості відповідно твердої фази мінералів, що складають кістяк породи, обсягу порового простору і його заповнювача.
Рівняння (2.5) визначає залежність між швидкістю Vp і до п порід з досконалою зв'язком між твердою і рідкою фазами. Умова досконалості зв'язку добре задовольняє нізкопорістим тріщини, тріщини-кавернозний карбонатним колекторам.
Коефіцієнт пористості в негліністих колекторах можна визначити одним із наступних способів.
1. Встановлюють величину k п за експериментальним залежностям V P = f (k n),   отриманим за представницької колекції керна, з урахуванням ефективного тиску і температури, характерних для даного розрізу.
2. Застосовують статистичні рівняння, що виражають залежність інтервального часу від пористості і глибини залягання порід, яка служить непрямим показником термобаричних умов досліджуваного розрізу.
Запропоновані способи дають можливість оцінювати коефіцієнт пористості з високою точністю. При підрахунку запасів віддають перевагу другому спосіб, оскільки при використанні статистичних рівнянь систематичні помилки мінімальні.
Похибка оцінок kп і Δτ п може бути істотно знижена до (1.5-2%) при використанні даних декількох методів ГІС, тобто шляхом застосування рівнянь множинної кореляційного зв'язку.
3.Іспользуют рівняння (2.4) з подальшим введенням поправок за ущільнення (ефективне тиск) і нефтегазонасыщенность.Данный спосіб найбільш поширений на практиці. Отримують такий вираз для k п:
k n = (Δτ п - Δτ тв) / (Δτ з - Δτ тв), (2.6)

яке справедливо для порід з мономінеральних складом скелета при насиченні пір одним флюїдом.
  Ступінь впливу різних параметрів, які входять в рівняння (2.6), на точність оцінки k п не однакова, інтервальний час в заповнювачі порового простору залежить від складу флюїдів і змінюється в залежності від температури і тиску (глибини залягання). Для водних розчинів воно визначається досить точно по емпіричному висловом:
Δτ = 710 • (1-1,2-10 -3 • p) / (1 ​​+2,2 • 10 -3 -1,65 • 10 -5 • t 2) • (1 +5.5 • 10 -4 • Св), (2.7)
де Св - мінералізація, кг / м 3; р - Тиск, МПа; t-температура 0 С.
Найбільші помилки при визначенні kп    виникають через невірної оцінки інтервального часу у твердій фазі породи, відповідного швидкості Vp при k п -> 0.
Існує кілька способів визначення Δτ тб:
1. Використання значень Δτ тв, отриманих для певних мінералів в атмосферних умовах. Однак такий підхід в деяких випадках може призвести до значних похибок, оскільки діапазон зміни швидкостей у твердій фазі літологічно однотипних порід навіть при атмосферних умовах досить широкий і може змінюватися в залежності від стану поверхні зерен і акустичного контакту між ними.
2. Лінійна екстраполяція залежності Δτ = f {k п) до нульової пористості, побудована на порівнянні швидкості, виміряної в свердловині, з величинами k п, визначеними на керні при суцільному його відборі.
3. Зіставлення інтервального часу і питомої електричного опору породи, отриманого за результатами запису екранованим зондом. У цьому випадку по осі абсцис відкладають Δτ п в лінійному масштабі, а по осі ординат - значення ρ к в масштабі у = ρ до -1 / 2. Інтервальне час Δτ тв знаходять в результаті екстраполяції отриманої залежності до перетину з віссю ординат в точці ρ до> ∞. Такий спосіб рекомендується використовувати для глинистих, нетріщинуватих порід.
Досвід використання рівняння (2.З) показує, що воно дає задовільні результати для зцементованих слабогліністих порід (С гол <5-10%) з міжзернової пористістю більше 20% при насиченні пір водою та ефективному тиску ≥ 40МПа. Якщо ж ці умови не дотримуються, то необхідний облік впливу названих чинників на змінні величини швидкості (або інтервального часу).
Для обліку термобаричних умов залежно від ступеня консолідації порід водять поправку за ущільнення різними способами.
Широкосмуговий акустичний метод. В апаратурі широкосмугового акустичного методу передбачено отримання інтервальних часів, амплітуд і коефіцієнтів загасання поздовжніх хвиль, амплітуд і коефіцієнтів затухання поперечних хвиль, а також фазокорреляціонних діаграм і хвильових картин.
Сучасна модифікація широкосмугового акустичного методу має такі особливості.
1. У досліджуваному ділянці розрізу для будь-якої його точки повністю фіксується хвильова картина, яка характеризує поле хвиль: подовжньої (Р), поперечної (S), і Лемба-Стоунлі (трубної хвилі, L-St)
2. Створені до цього часу програми дозволяють при обробці інформації отримати:
- Криві зміни по розрізу інтервального часу перших вступів хвиль поздовжньої Δτ p поперечної Δτ s Лемба-Стоунлі Δτ Ls - t, а так само їх середніх амплітуд А Р, As, аь-st і коефіцієнтів поглинання α р, α s, α L - St
- ФКД
3. Дослідження розрізу з отриманням зазначеної інформації проводиться за необхідності при різній частоті коливань, які збуджуються джерелом від З КГц до 25 КГц і більше, - що дозволяє проводити часткове акустичне зондування, збільшуючи радіус дослідження свердловинним акустичним приладом при зменшенні частоти. Останнє дає можливість вивчати розрізи обсаджених свердловин в умовах, розформованої зони проникнення в колекторах, що в свою чергу, дозволяє використовувати акустичний метод як засіб для оцінки характеру насичення колектора в процесі розробки родовища в експлуатаційних свердловинах, а так само в обсаджених розвідувальних свердловинах, що буряться на стадії дорозвідки родовища (виявлення пропущених раніше продуктивних об'єктів). Досить перспективним є проведення повторних досліджень АКШ до і після перфорації колони, а так само після обробки привибійної зони з метою інтенсифікації припливу.
Виділення колекторів зі складною структурою порового простору. За даними АКШ для виділення у розрізі тріщинних, тріщини-кавернозних колекторів з щільною непроникною матрицею використовуються наступні ознаки.
характерний для даного типу колекторів «звуковий образ», головними особливостями якого є:
- Різке зменшення товщини, іноді аж зникнення зображення, лінії на ФКД при одночасному збільшенні значень τ всіх фаз хвиль (поздовжніх, поперечних, Лемба-Стоунлі); іноді поява характерною сітки, викликане явищами інтерференції і дифракції хвиль;
- Помітне зростання значень α р, α s, α L - St
- Збільшення значень інтервальних часів перших вступ всіх видів хвиль;
2. збільшення коефіцієнта стисливості породи β про, що розраховується на основі зареєстрованих значень Δτ р і Δτ s.
Дані АКШ дозволяють розрахувати величину коефіцієнта Пуассона υ і модуль Юнга Е за формулами:
2.8 2.9
У цьому полягає перевага АКШ у порівнянні зі стандартним АК, оскільки при розрахунку величини β за даними АК доводиться задаватися вірогідними для досліджуваного об'єкта значеннями υ і E.
Далі розраховується β про по одній з наступних формул:
2.10
2.11
Визначення нефтенасищенной порід. Новий спосіб визначення насичення порід за даними АКШ заснований на використанні кінематичних параметрів поздовжньої і поперечної хвиль у комплексі зі стандартними методами ГІС. Фізичною основою способу є відмінність стисливості водо-, нафто-, і газонасичених порід.
Якщо порівнювати розподіл питомих опорів і ізотермічних стисливості серед найбільш поширених мінералів і насичують флюїдів продуктивних колекторів, то аномальним компонентом в ряду питомих опорів
буде пластова вода (знижені значення). Вона дуже широко диференціює породи-колектори за характером насичення. Труднощі зазвичай виникають при врахуванні впливу мінералізації пластової води та вмісту бітуму, структури порового простору по і змісту бітуму, структури порового простору, глинистості і характеру змочуваності колектора. У разі порівняння ізотермічних стисливості, аномально пружним властивістю серед компонент нафтового пласта є стисливість рухомий нафти. Бітум і вода близькі за стисливості. Асфальт, який не має, як правило, істотного газового фактора буде відзначатися, як додаткове водородосодержаніе. Значно менше на результати впливає мінералізація пластової води, фактор змочування, структура порового простору.
Проте аномально високої стискальністю має нафтовий газ у вільній фазі, що з'являється при зниженні тиску нафти нижче тиску насичення. При наявності нафтового газу у вільній фазі навіть при малому газосодержание істотно змінюються пружні властивості пласта, що легко можна встановити якісно по хвильової картині, однак у цьому випадку стає неможливим кількісне визначення нефтенасищенной такого пласта за його пружним властивостям.
Однак, незважаючи на уявну простоту вирішення проблеми визначення нефтенасищенной пластів, що не містять вільної газової форми, високі вимоги пред'являються до визначення коефіцієнтів стисливості породи в цілому, мінералів, нафти і газу.
Застосовуючи рівняння 2.8, 2.9 до гірській породі, допускаючи в ній тільки пружні деформації, можна обчислити стисливість породи β, вирішуючи рівняння 2.10, 2.11 за умови, що величини υ, E, δ відомі з даних експерименту або узагальнених відомостей для різних класів гірських порід. Надалі основним об'єктом досліджень при інтерпретації даних АКШ стає параметр β, який, є джерелом інформації про ємнісних властивостях породи і склад флюїдів, що насичують породу.
Відомо отримане теоретичним шляхом для моделі породи, що складають, якої ведуть себе як ідеально пружні однорідні і ізотропні середовища, рівняння Ф. Гассман:
2.12
де β про, β c до, β тв, β ж відповідно стисливості породи, скелета породи, твердої фази і рідини (флюїду), заповнюють його пори.
Модель Ф. Гассман не враховує пружного зв'язку між твердою і флюідальності компонентами, яка присутня в реальних породах. Для подолання цього недоліку В.М. Добринін запропонував рівняння:
2.13
де μ р - коефіцієнт, що враховує вплив включень, присутніх в реальних породах, на пружні характеристики породи.
Коефіцієнт пружного зв'язку α св твердою і флюідальності фаз породи визначається виразом:
, 2.14
де β п - коефіцієнт стисливості пір.
На підставі викладеного, отримано рівняння для коефіцієнта об'ємної стисливості породи β про при динамічних навантаженнях (динамічна стисливість):
2.15

для газонасичених террігенньгх колекторів стисливість породи значно
менше стисливості флюїду, тому , Α св = 1, тому рівняння 2.15
приймає вигляд:
2.16
Для кількісної інтерпретації використовується набір комплексних, параметрів залежність комплексного безрозмірного параметра, названого «індексом динамічної стисливості» (ІДС), від коефіцієнта водонасичення пласта. ІДС характеризує співвідношення стисливості мінералів, пор породи, нафти, газу і води. Для його визначення необхідно знати швидкості (інтервальні часи) поздовжніх і поперечних хвиль, пористість і щільність досліджуваних відкладень.
Основою для розрахунку кривих служать широко відомі теорії деформації пористих тіл М. Біо і Ф. Гассман, модифіковані В. М. Добриніним стосовно визначення нефтенасищенной колекторів. При цьому були враховані найважливіші обмеження в застосуванні цих теорій для практичних цілей.
Одержано два сімейства кривих для нафтогазонасиченість пластів: криві з параметром нефтенасищенной, змінюються до межах k н = 0-0,8 і криві з параметром газонасиченості - k р = 0-0,5.
Одна з кривих отримана для умов нефтеводонасищенного пласта без вільної газової фази (k р = 0). Він має плавний характер і діапазон зміни ІДС досягає 70% при зміні коефіцієнта водонасичення від граничної величини k в = k в.о до k в = 100%.
При наявності в порах невеликої кількості вільного газу (k р = 0,02 -0,05) криві для визначення k в різко виполажіваются, т.к різко знижується диференціація пласта за нефтенасищенной. Це утруднює кількісні визначення нефтенасищенной. При k р = 0,5 всі сімейства кривих ІДС = f (k в) спрямовується до граничного значення, відповідному відсутності пружного зв'язку між флюїдом і твердою фазою породи. У цих випадках ІДС може лише служити дуже чутливим індикатором присутності вільного газу в нефтенасищенной пласті.

3. Спеціальна частина

Інформативність методу ВІКІЗ при вивченні піщано-глинистих розрізів
3.1. Основні геолого-геофізичні завдання, які вирішуються методом ВІКІЗ

Метод високочастотних індукційних каротажних ізопараметричних зондувань призначений для дослідження просторового розподілу питомого електричного опору порід, розкритих свердловинами, Буря на нафту і газ.
Використання методу ВІКІЗ дозволяє вирішувати наступні завдання ГІС:
- Розчленування розрізу, у тому числі тонкослоістих, з високим просторовим дозволом;
- Оцінка стану водонафтових і газоводяной контактів;
- Визначення питомої електричного опору незміненої частини пласта, зони проникнення фільтрату бурового розчину з оцінкою глибини витіснення пластових флюїдів;
- Виділення та оцінка параметрів радіальних неоднорідностей в області проникнення, в тому числі скупчень солоної пластової води («оздоблюють зони»), як прямого якісної ознаки присутності рухливих вуглеводнів в колекторах.
На відміну від трехкатушечних зондів індукційного каротажу, в яких вимірюються абсолютні значення сигналів на тлі скомпенсованого прямого поля, метод ВІКІЗ, що базується на вимірюванні відносних фазових характеристик, мо ¬ же використовуватися для дослідження в свердловинах, заповнених сільнопроводящім (УЕР менше 0,5 Ом-м ) буровим розчином.
Результати інтерпретації діаграм ВІКІЗ в комплексі з даними інших ме ¬ тодов ГІС та петрофізичної інформацією дозволяють визначати коефіцієнт неф-тегазонасищенія, літологію теригенно розрізу, оцінювати неоднорідність колектив-торських властивостей на інтервалах пористо-проникних пластів, виділяти інтервали ущільнених пісковиків з карбонатним або силікатною цементом і ін
3.2. Основи теорії. Сигнали ВІКІЗ в неородних середовищах
Про фокусуючих системах електромагнітного каротажу
Основна мета електромагнітного (в тому числі індукційного) каротажу полягає в якомога більш точній оцінці питомих електричних опорів пластів. Для досягнення цієї мети застосовуються многокатушечние зонди. Параметри зондів вибираються таким чином, щоб вимірюваний сигнал в основному визначався УЕР незміненій частини пласта, а вплив свердловини і зони проникнення було відносно невеликим. Такого роду зонди в каротажу прийнято називати фокусирующими.
У індукційного каротажу (частоти до 250 кГц) для проектування зондів використовуються принципи частотної і геометричної фокусування, що базуються на теорії узагальненого геометричного фактора. При геометричній фокусуванні моменти котушок і відстані між ними підбираються таким чином, щоб суттєво зменшити вклади (геометричні фактори) свердловини і зміненої проникненням пріскважінной області. Іншим, менш поширеним способом фокусування є вимірювання двохчастотному різниці реальних частин е.р.с. чи уявної складової е.р.с. Поліпшення радіальних характеристик фокусуючих зондів призводить до збільшення впливу на сигнал вміщуючих порід. Особливо це стає помітним, коли потужність пласта порівнянна з довжиною зонда. Іншою особливістю фокусуючих систем є значне зменшення рівня вимірюваного сигналу. Таким чином, при їх проектуванні потрібно знайти компроміс між двома альтернативними умовами: для поліпшення радіальних характеристик необхідно знижувати частоту або збільшувати довжину зонда, а для поліпшення вертикальних характеристик і збільшення вимірюваного сигналу необхідно підвищувати частоту і вкорочувати зонд. Всі широко використовувані зонди індукційного каротажу (6Ф1, 6Ф1М, 8І1.4) спроектовані з урахуванням цих суперечливих вимог.
Принципово іншим є принцип фокусування змінного електромагнітного поля в області високих частот. Було встановлено, що відносна різниця амплітуд або фаз, виміряних у двох близько розташованих котушках, дуже слабо залежить від параметрів свердловини навіть на дуже високих частотах (до 15 МГц). Таким чином, вимірювання різниці фаз дозволяє виконати відразу дві вимоги: виключити вплив свердловини, не втративши при цьому хорошого вертикального дозволу. Застосування високих частот призводить до високих рівнів сигналів навіть у відносно погано проводить (до 120 Ом-м) середовищі, що розширює діапазон визначених питомих електричних опорів.
Різниця фаз та її зв'язок з питомим електричним опором однорідної ізотропного середовища. Удавані опору
У високочастотних методах при вимірюванні відносних характеристик використовуються трехкатушечние зонди. Такий зонд складається з однієї генераторної (Г) і двох вимірювальних (І р І 2) котушок. Всі котушки соосни. Вимірювальні елементи розташовуються по один бік від генератора. Генераторна котушка живиться змінним струмом гармонійним
J = J 0 e - iwt.
Тут   w - кругова частота, J 0 - амплітуда, i = √ -1 - уявна одиниця. Момент генераторної котушки M t визначається струмом, площею витка S і кількістю витків n t:
M t = Jn t S.
Моменти вимірювальних котушок М r визначаються площею витка і числом витків п:
M r = n r S.
Відстань між центрами генераторної і дальньої вимірювальної І 1 котушок називається довжиною зонда L 1. Відносне відстань між центрами вимірювальних котушок) L \ L 1 називають базою зонда.
Змінний струм в генераторної котушці збуджує в однорідному провідному середовищі змінне електромагнітне поле. Якщо відстані між генераторної і вимірювальними котушками істотно перевищує їх розмір (L »√ / S ), Всі котушки можна замінити магнітними диполями. У цьому випадку магнітне поле в центрах вимірювальних котушок описується виразом:

Тут k - хвильове число, яке пов'язане з параметрами середовища наступним співвідношенням:


У j-й вимірювальної котушці наводиться е.р.с.

Фаза магнітного поля або е.р.с. у вимірювальній котушці описується виразом


Ця залежність є базовою для проектування ізопараметричних зондів. З представленого виразу видно, що різниця фаз в однорідному середовищі буде однакова і залежить тільки від УЕР середовища, якщо виконуються дві умови:
Трехкатушечние зонди, для яких виконуються ці умови, називаються ізопараметричних.
У апаратурі ВІКІЗ обрані наступні значення ізопараметров:

Де f - частота в Гц. У однорідному середовищі свідчення всіх зондів ВІКІЗ відповідають одному значенню удаваного опору, рівному УЕР середовища к = р). Для цих значень ізопараметров на рис. 3.1 наведена залежність ізмеряемойразності фаз) φ від УЕР однорідного середовища. Як видно з малюнка, існує однозначна зв'язок між величинами) φ і ρ, яка застосовується для введення удаваного опору ρ к. Відзначимо, що в однорідному середовищі свідчення всіх зондів ВІКІЗ відповідають одному значенню удаваного опору, рівному УЕР середовища к = ρ).
Оскільки реальні виміри містять похибки, проаналізуємо вплив помилок вимірювання сигналів на удавану опір. Як відомо, відносна помилка визначення удаваного опору δρ до пов'язана з відносною помилкою вимірювання δ) φ наступним наближеним співвідношенням:

Величина k ρ називається коефіцієнтом посилення відносної помилки вимірювання, η ρ - чутливістю виміряного сигналу) φ до опору середовища р.

Рис. 3.1. Залежність різниці фаз від питомої електричного опору однорідного середовища
Глинистий низькоомний пласт, розкритий свердловиною. Зона проникнення або мала, або зовсім відсутній. При розрахунку кривих враховано, що глини характеризуються високою діелектричною проникністю, яка може впливати на показання двох коротких зондів. КС для всіх зондів, крім самого короткого, збігаються з істинним опором пласта. На свідчення самого короткого зонда вплив робить свердловина. Добре проводить розчин призводить до завищення КС по відношенню до істинного (рис.3.2.).
Ущільнений малопроникних високоомний пласт. Зона проникнення мала або відсутня. Вплив свердловини виявляється практично на всіх зондах.     
Причому провідна свердловина занижує (до 25%) КС порівняно з істинною (рис.3.3.).
Водонасичений колектор з підвищувальним проникненням. Позірна опір двох коротких зондів визначається УЕР зони проникнення.
УЕР розчину практично не впливає на покази чотирьох довгих зондів.
Сильно проводить розчин знижує КС для самого короткого зонда приблизно на 7%. Свідчення двох довгих зондів близькі до істинного опору пласта (рис.3.4).
Нефтенасищенной колектор з підвищує опір. Криві зондування відображають справжній розподіл ПЕО. КС двох коротких зондів малюють УЕР зони проникнення. Вплив добре проводить розчину (до 0,02 Омм) проявляється у зниженні КС двох коротких зондів на 12%. Свідчення двох довгих зондів близькі між собою і ПЕО незачепленою частини пласта. У цій ситуації також, як і в попередньому випадку можливе проведення достовірної оцінки якості насичення (рис.3.5.).
Газовий колектор зі знижуючим проникненням.     Криві відображають підвищення опору від свердловини до незмінної частини пласта.
Свідчення двох коротких зондів близькі УС ЗП, в той час як УС двох довгих зондів практично повністю визначають УС пласта (рис.3.6.).
Нефтенасищенной колектор з підвищувальним проникненням і окаймляющей зоною (Рис. 3.7). При наявності окаймляющей зони можлива зміна типу кривої зондування: від монотонної до інвертованою (з екстремумів). При цьому здаються опору на коротких зондах істотно нижче, ніж УЕР зони проникнення, але значно перевершують УЕР окаймляющей зони. Позірна опір для довгого зонда збігається з ПЕО пласта.
На рис. 3.8 показані зміни кривих зондувань при різних положеннях окаймляющей зони. У міру віддалення окаймляющей зони від свердловини мінімум кривої зондувань зміщується в область все більш довгих зондів. У той же час відбувається поступове збільшення здаються опорів для коротких зондів, які все більше наближаються до УЕР зони проникнення. Облямовує зона діагностується мінімумом на кривій зондування. Відзначимо, що ця ознака спостерігається тільки при великих контрастах УЕР зони проникнення і ПЕО окаймляющей зони. Тобто облямовує зону можна виділити на кривих зондування, якщо УЕР фільтрату бурового розчину і пластової води сильно розрізняються. На рис. 3.9 наведені криві зондування при порівняно невеликому контрасті ρ зп і ρ оз. У цьому випадку криві стають монотонно спадними і на них відсутній мінімум, обумовлений окаймляющей зоною.
Типові діаграми.
Однією з основних завдань ВІКІЗ - це розчленування розрізу.
Ущільнений молопроніцаемий пласт в глинистих відкладах. Н = 0,8 і 2,4 м.
У малопотужному (0,8 м) пласті УС занижені, оскільки УСК для одного з зондів не виходить за УС пласта. У центральній частині потужного пласта свідчення короткого зонда виходять на постійне значення, приблизно на 20% більше УС пласта. Є відзнака для цих пластів при переході через покрівлю пласта. Вони пов'язані з тим, що малому пласті є точки профілювання, в яких генераторні та прийомні котушки розташовуються в перекривають і підстилаючих породах. Діаграми асиметричні щодо центру пласта, через несиметричності трехкатушечних зондів. Асиметрія збільшується для більш довгих зондів. Відзначимо, що якщо в малопотужному шарі макс свідчення розташовані практично на одній глибині, то в потужному розходяться приблизно на 0,5 м . УСК на довгому зонді істотно занижена із_ за впливу добре проводять вміщуючих відкладів (глин) (ріс.3.10.).
Ущільнений малопроникних пласт, перекритий глиною і підстильним водонасиченим колектором. Тут ВМ відкладення відрізняються за УС. Діаграми аналогічні попереднім, різниця лише в тому, що під пластом їх УСК виходять на опору водонасиченого колектора. Зменшення впливу ВМ порід в порівнянні з попередніми кривими приводить до збільшення УСК для коротких зондів (Рис.3.11.).

Рис. 3.10. Діаграми для моделі глина - ущільнений шар - глина. Довжина зонда, м: 0,5 - червоний, 0,7 - зелений, 1,0 - коричневий, 1,4 - синій, 2,0 - чорний.
Водонасиченому колектор в глинистих відкладах. Діаграми несиметричні щодо середини пласта. УСК для довгого зонда навіть у малопотужному шарі близько до його справжньому опору. Найбільш близькі до УСП значення УСК спостерігаються в інтервалі над підошвою пласта. Це пояснюється, що за таких положеннях всередині зонда виявляється велика або весь досліджуваний пласт. Положення покрівлі пластів добре оцінюється точкою перетину діаграм всіх зондів (рис.3.12).
Водонасичений колектор, перекритий глиною і стелить ущільненими малопроникними породами. Навіть для малопотужного пласта УСК для двох довгих зондів близькі до УС пласта (рис.3.13.).
Покрівля пласта відзначається перетинанням кривих. Вплив добре проводить верхній частині верхньої частини поширюється в ізолюючої середовищі приблизно на довжину зонда. Показання короткого зонда в пласті близькі до УС зони проникнення.

Рис. 3.11. Діаграми для моделі нефтенасищенной пласт-ущільнений шар - водонасиченого щенний пласт. Ум. позн. див. рис. 3.10.

Рис. 3.12. Діаграми для моделі глина - Водонасичений пласт - глина.
Ум. позн. див. рис. 3.10.
Нефтенасищенной колектор в глинистих відкладах. Діаграми несиметричні щодо середини пласта. Інтервал збігів УСК і УС зміщений до його підошві. У тонкому шарі свідчення УСК відрізняється від УСП приблизно на 25%. Покрівля пластів відзначається перетинанням кривих. При переході під підошву помітний вплив колектора на сигнал спостерігається на інтервалі приблизно рівному довжині зонда. Значний вплив колектора на свідчення зонда в покришці проявляється на інтервалі, приблизно рівному базі зонда. Показання короткого зонда близькі до УС зони проникнення (рис.3.14).
Водоплавної нефтенасищенной колектор, перекритий глиною.
Діаграми сильно асиметричні щодо середини пласта, довгих зондів у цілому правильно відображають справжній розподіл УС по розрізу. Діаграми коротких зондів відображають розподіл УС в пріскважінной зоні. Інтервал збігів УСК та УСП примикає до підошви. У малопотужному шарі УСК для найдовшого зонда не більше, ніж на 25% відрізняється від значень УСП. Покрівля відзначається збігом кривих (ріс.3.15).
Газонасичених колектор, перекритий глиною і стелить нефтенасищенной колектором. Діаграми з малопотужним газовим пластом не виходять на значення, близькі до його опору. УСК для короткого зонда відрізняється від УСП приблизно на 20%. Найбільш складною є крива профілювання довгого зонда у малопотужному шарі, що має два екстремуми на інтервалі колектора (ріс.3.16.).

Рис. 3.13. Діаграми для моделі глина - Водонасичений пласт - ущільнений пласт. Ум. позн. див. рис. 3.10.

Рис. 3.14. Діаграми для моделі глина - нефтенасищенной пласт - глина. Ум. позн. див. рис. 3.10.

Рис. 3.15. Діаграми для моделі глина - нефтенасищенной пласт - Водонасичений пласт.Усл. позн. див. рис. 3.10.

Рис. 3.16. Діаграми для моделі глина - газонасичених пласт - нефтенасищенной пласт.
Ум. позн. див. рис. 3.10.

Рис. 3.17. Діаграми для моделі газонасичених пласт - нефтенасищенной пласт - водонасичені пласт. Ум. позн. див. рис. 3.10.
Водоплавний нефтенасищенной колектор, перекритий газонасичених відкладеннями. Діаграми довгих зондів правильно відображають справжній розподіл УС по розрізу. На діаграмах двох коротких зондів видно розподіл УС в зоні проникнення. Тонкий шар практично не виділяється за показаннями трьох довгих зондів, які утворюють «перехідну зону», а на діаграмах коротких зондів помітний тільки за відмінностей в ЗП. Вплив добре проводять колектора і подошвенного шару розповсюджується і в газоносному інтервалі на відстань, приблизно рівне півтора довжинам зонда (ріс.3.17.).
Газонасичених колектор в глинистих відкладах. Діаграми несиметричні щодо середини пласта і правильно відображають справжній опір по вертикалі. УСК для всіх зондів у малопотужному шарі значно відрізняються від УСП. У той же час показання зонда 1,4 м в потужному шарі откланяются не більше, ніж на 10% від УСП. Положення покрівлі пласта збігається з практичної точністю з точками перетину кривих. При виході точки записи в підошву УСК для всіх зондів практично відразу близькі до УС підстилаючої середовища (ріс.3.18.).       

Рис. 3.18. Діаграми для моделі глина - газонасичених пласт - глина. Ум. позн. див. рис. 3.10.
Загальні обмеження електромагнітних методів каротажу
Застосування методів індукційного та електромагнітного каротажу повинно передувати оцінкою їх можливостей у конкретних геоелектричних ситуаціях. Загальною основою всіх обмежень є невідповідність моделей реальному будовою та фізичним характеристикам геологічного середовища, а також наявність похибок при реальних вимірах в свердловинах. При використанні індукційного збудження поля в середовищі та прийому сигналів найбільші обмеження пов'язані з вивченням плохопроводящіх геологічних відкладень. Наявність високоомних порід призводить до зменшення вимірюваного сигналу, відповідного зростання відносини шум / сигнал і відносної похибки вимірювань. При інверсії таких даних відносні похибки визначення параметрів зростають настільки, що результат стає невизначеним.
Розглянемо простий приклад. Досягнута в даний час в апаратурі абсолютна точність вимірювання різниці фаз становить приблизно 0,5 °. Сигнал в однорідному середовищі при УЕР, рівному 300 Ом-м, складає 0,77 ° (тобто відносна похибка дорівнює приблизно 0,65). Коефіцієнт підсилення помилки при перерахунку в позірна опір у цьому випадку становить 1,11. Отже, опір однорідного середовища буде визначатися з відносною похибкою 0,72 і інтервалом невизначеності (300 ± 216) Ом-м.
Несприятливим для застосування ВІКІЗ є поєднання сільнопроводящего бурового розчину (менше 0,01 Ом-м), широкої зони проникнення з низьким ПЕО і високоомного пласта. Для прикладу оцінимо можливість визначення опору газового пласта (/? П = 50 Ом-м) за наявності понижуючого проникнення (/? Зп = 0,2 Ом-м, м зп = 0,7 м) і при опорі бурового розчину / т. = 0,005 Ом-м. Будемо вважати, що відносні помилки вимірювання складають 0,03. Середній коефіцієнт підсилення помилки для інверсії становить 22,1. Отже, відносна похибка визначення ПЕО пласта буде близько 0,66, що відповідає інтервалу невизначеності (17-83) Ом-м.
Аналогічні проблеми з достовірного визначення ПЕО пласта виникають при широких (порівнянних з довжиною зонда) зонах проникнення зниженого опору.
3.3. Апаратура, її сертифікація та метрологічна повірка
Апаратура ВІКІЗ забезпечує вимірювання різниць фаз між е.р.с., наведеними у вимірювальних котушках п'яти електродинамічних подібних трехкатушеч-них зондів, і потенціалу мимовільної поляризації ПС.
Габаритні розміри свердловинного приладу: діаметр - 0,073 м , Довжина - 4,0 м . Прилад складається з зондового пристрою, блоку електроніки та наземної панелі.
Просторова компонування елементів зондового пристрою
У апаратурі ВІКІЗ використовується набір з п'яти трехкатушечних зондів. Конструктивно зондове пристрій виконаний на єдиному стрижні і всі котушки розміщені співвісно. Геометричні характеристики зондів представлені в табл. 3.1.
На рис. 3.19 показана схема розміщення котушок на зондовом пристрої. Тут прийняті наступні позначення: Г 1, Г 2, Г 3, Г 4, Г 5 - генераторні котушки; І 1, І 2, І 3, І 4, І 5, І 6 - вимірювальні котушки.
Таблиця 3.1 Геометричні характеристики зондів
Схема зонда
Довжина, м
База, м
Точка запису, м
І6 0.40 и5 1.60 Г5
2,00
0,40
3,28
І50.28І4 1.13Г4
1,41
0,28
2,88
И4 0.20 З 0.80 ГЗ
1,00
0,20
2,60
З 0.14 И2 0.57 Г2
0,71
0,14
2,40
И2 0.10 І1 0.40 П
0,50
0,10
2,26
ПС
3,72
Всі генераторні та вимірювальні котушки зондів меншої довжини розміщені між котушками двометрового зонда.

  Рис. 3.19. Пятізондовая система. Поясн. див. у тексті.
Структурна схема апаратури
Структурна схема свердловинного приладу представлена ​​на рис. 3.20. Блок електроніки забезпечує почергову роботу зондів. Першою включається генераторна котушка Г: і вимірюється різниця фаз між е.р.с., наведеними у вимірювальних котушках І р І 2. Другий включається котушка Г 2 і вимірюється різниця фаз між е.р.с., наведеними у вимірювальних котушках І 2, І 3. Далі по черзі включаються генераторні котушки інших зондів.


Рис. 3.20. Структурна схема свердловинного приладу. Поясн. див. у тексті.
Електронна схема містить: підсилювачі потужності - 1-5; змішувачі - 6 - 11; аналоговий комутатор - 12; перестроюваний гетеродин - 13; пристрій управління свердловинним приладом - 14; підсилювачі проміжної частоти - 15, 16; опорний кварцовий генератор -17; широкосмуговий фазометр - 18; передавач телесистеми - 19; вихідна пристрій - 20, блок живлення - 21.
Змішувачі розташовані в зондовом пристрої поруч з вимірювальними котушками. Там же встановлений аналоговий комутатор. Інші елементи схеми розташовані в блоці електроніки.
Свердловинний прилад підключається до наземної панелі за допомогою три провідникового кабелю. При реєстрації на комп'ютеризовану каротажної станції функції наземної панелі може виконувати відповідна програма.

Схема функціонування свердловинного приладу і наземної панелі
Свердловинний прилад працює наступним чином (див. рис. 3.20). Сигнал, стабілізований по частоті, з опорного генератора 17 надходить в пристрій керування свердловинним приладом 14, в якому виробляються сигнали, що керують генераторними частотами. За командою з того ж пристрою 14 через підсилювач потужності 1 на котушку Г 1 першого зонда подається робоча частота. По команді з пристрою 14 налаштовується частота гетеродина 20, зміщена щодо генераторної частоти на величину проміжної частоти) f. Змінний струм в генераторної котушці збуджує в навколишньому середовищі електромагнітне поле. Це поле наводить у вимірювальних котушках І 1-І 6 е.р.с., що залежать від електрофізичних властивостей гірських порід. Ці е.р.с. передаються на входи змішувачів 6-11, а на їх другі входи надходить сигнал гетеродинною частоти. На виході змішувачів з'являються сигнали проміжної частоти з тими ж фазами, що і у високочастотних сигналів.
Процес вимірювання відбувається у два етапи. На першому етапі по команді з пристрою 14 аналоговий комутатор 12 підключає сигнал від змішувача 6 до підсилювача проміжної частоти 15, а сигнал від змішувача 7 - до підсилювача проміжної частоти 16. Посилені і сформовані сигнали подаються на входи фазометра 18. Після закінчення перехідних процесів в генераторних , гетеродинних ланцюгах і підсилювачах 15, 16 по команді з пристрою 14 фазометр 18 починає перший вимір, в кінці якого дані зберігаються. Потім починається другий етап роботи. По команді з пристрою 14 аналоговий комутатор 12 підключає сигнал від змішувача 6 до підсилювача проміжної частоти 16, а сигнал від змішувача 7 - до підсилювача проміжної частоти 15. Посилені і сформовані сигнали подаються на входи фазометра 18. Після закінчення перехідних процесів по команді з пристрою 14 фазометр 18 починає другий вимір. Виміряні дані підсумовуються з результатом першого виміру, при цьому корисне значення різниці фаз подвоюється, а паразитне, що виникає через вплив на канали посилення дестабілізуючих факторів, віднімається. Таким чином, перехресна комутація дозволяє збільшити точність вимірювання. У фазометра відбувається вимір різниці фаз А <р між вхідними сигналами періоду Т, усередненого за двома вимірами. Величини А. <р і Т за допомогою передавача МЛС 19 по лінії зв'язку передаються на реєстрацію через вихідний пристрій 20. Цей пристрій виділяє передану інформацію на тлі струму, що надходить по кабелю до блоку живлення 21. Блок 21 перетворить постійний струм у напруги живлення вузлів приладу .
Після цього з пристрою 14 надходить нова команда, яка забезпечує припинення роботи першої генераторної котушки Г: і включення в роботу другої генераторної котушки Г 2, що працює на іншій частоті. Одночасно на виході гетеродина 13 з'являється сигнал нової гетеродинною частоти, яка відрізняється від нової генераторної частоти на ту ж саму величину А / Аналоговий комутатор 12 вибирає нову пару вимірювальних котушок І 2, І 3, і процес вимірювання повторюється. Далі по черзі працюють всі інші генераторні котушки Г 3, Г 4, Г 5, кожна на своїй частоті. Відповідні підключення здійснюються в гетеродині 13 і в аналоговому комутаторі 12. Після закінчення всього циклу знову працює перша генераторна котушка Г 1 і весь цикл повторюється.
Метрологічне забезпечення
Основним методом контролю метрологічних характеристик є вимірювання в однорідному середовищі з відомим ПЕО. Однорідна середовище може бути замінена водоймою з мінералізованою водою. Для досягнення допустимих похибок, обумовлених кінцевими розмірами водоймища, його глибина і поперечні розміри повинні перевищувати 6 м . При цьому необхідно забезпечити однакові значення УЕР в повному обсязі розчину з похибкою не більше 1%. Через нелінійності залежності різниці фаз) φ від величини ПЕО необхідно проводити вимірювання принаймні в п'яти точках робочого діапазону вимірювань. Це можна реалізувати шляхом зміни мінералізації води.
Іншим способом метрологічного контролю є використання фізичної моделі, що імітує сигнали, як в однорідному середовищі. До такої моделі пред'являють дві основні вимоги: параметри повинні піддаватися вимірюванню з необхідною точністю; математична модель, що описує фізичну, повинна забезпечувати необхідну точність розрахунку. Для цих цілей було вибрано дротяне кільце, співвісно з котушками зонда. Воно являє собою замкнутий контур одновитковим, що складається з послідовно включених індуктивності L, опору R і ємності конденсатора С. Схема розташування кільця наведена на рис. 3.21.

Рис. 3.21. Схема положення кільця. Поясн. див. у тексті
Тут L 1 і L 2 - відстані від з міряльний котушок І 1 і І 2 до генераторної котушки Г, b - радіус кільця, Z - Відстань від площини кільця до вимірювальної котушки І 1 струм в генераторної котушці змінюється за законом
J = J 0 e iωt. Робоча частота зонда f = ω / 2π. Комплексне опір кола кільця на робочій частоті R + iX. Активний опір R складається із втрат у високоомним проводі і в конденсаторі, включеному в розрив ланцюга. Реактивний опір Х = l / ω C-ω L. У цьому випадку е.р.с., наводимая в j-й вимірювальної котушці, дорівнює

де N = J * S * n - момент генераторної котушки; S, n - її площа і число витків; k = ω / c - хвильове число; с = 3 * 10 8 м / с - електродинамічна постійна; μ 0 = 4 * π * 10 -7 Гн / м - магнітна проникність повітря. Решта геометричні позначення дано на рис. 3.21. Розрахунок е.р.с. для многовіткових генераторної і вимірювальних котушок виконується на основі принципу суперпозиції.

3.4. Якісна оцінка геологічного розрізу
Якісна і кількісна інтерпретація матеріалів каротажу має обмеження. Можливості того й іншого підходу в інтерпретації стають більш визначеними і однозначними за наявності достовірної інформації про розрізі. Багато в чому правильність висновків про геологічних об'єктах заснована на достовірності отриманих даних. Питанням оцінки достовірності та контролю вихідних даних присвячена попередня глава. Це дозволяє розглядати наведені нижче матеріали, не сумніваючись у їхній якості.
Деякі питання якісної експрес-інтерпретації можуть вирішуватися на основі візуального аналізу діаграм ВІКІЗ, ПС та інших методів. За його результатами можна виділяти колектори з оцінкою їх вертикальної неоднорідності. За сприятливих умов можлива якісна оцінка характеру флюїдонасичення. При цьому дані про граничні значеннях питомої опору продуктивних пластів в конкретній поклади звужують невизначеність якісного ув'язнення.
Найбільш часто пласти-колектори в теригенних розрізі виділяються по радіальному градієнту питомого опору. Це характерно при наявності зони проникнення фільтрату бурового розчину, що відрізняється за питомому опору від незачепленою частини пласта. Зміни здаються опорів від зонда до зонду можуть бути прямим показником проникності потужного пласта.
Ефективність якісної інтерпретації та достовірність висновку засновані на:
-Слабкої залежності вимірювань від параметрів свердловини і прилеглої до неї області;
-Високої роздільної здатності як у радіальному напрямку, так і вздовж свердловини;
-Гарної точності вимірювань та їх стабільності.
Оцінка значень питомого опору пластів-колекторів і зон проникнення виконується в програмі МФС ВІКІЗ. Разом з тим, практичні діаграми можуть дати достатньо повну інформацію і без кількісної обробки. Так при відносно неглибокому проникненні фільтрату досить просто встановлюється відповідність здаються УЕР істинним значенням. Аналіз даних за комплексом методів підвищує достовірність висновків про розрізі. Розглянуті нижче матеріали докладно обговорюються саме з цих позицій.
Як вже зазначалося, деякі питання геологічної інтерпретації даних можуть вирішуватися на основі візуального аналізу діаграм ВІКІЗ та ПС. У комплексі з радіоактивними методами достовірність висновків зростає. За результатами зондування можна з високою вірогідністю виділяти колектори, маючи в своєму розпорядженні мінімальної апріорної інформацією про технології розтину розрізу. Так, ознаки наявності окаймляющей зони відображаються інверсією (появою екстремуму) кривих зондування, а безпомилковість її діагностики спирається на оцінки просторової роздільної здатності.
Зазвичай всі п'ять вимірів розташовуються на одному полі каротажних діаграм. Зв'язок різниці фаз з питомим опором є нелінійною. З різних міркувань шкала для даних може бути представлена ​​у значеннях або різниць фаз (лінійна шкала), або удаваного опору (логарифмічна або лінійна шкала). Відзначимо основні зміни виду каротажних діаграм, зумовлені використанням різних масштабних шкал.
Лінійна шкала різниць фаз. У цьому випадку каротажні діаграми прямо відображають вимірювання. Чим вище електропровідність середовища, тим сильніше змінюються діаграми. Таке уявлення даних створює певні методичні зручності. Так, низькоомні відкладення (глини, насичені солоними водами колектори тощо) легко розпізнаються за рахунок більших значень різниці фаз, які відповідають цим інтервалам.
Логарифмічна шкала здаються опорів. Логарифмічна шкала «стискає» діаграми здаються опорів в діапазоні малих значень (до 10 Ом-м) і «розтягує» в інтервалі великих питомих опорів. Це призводить до хорошого візуальному виділенню пластів високого опору.
Лінійна шкала здаються опорів. Така трансформація призводить до сильних змін виду діаграм: криві стиснуті в самому інформативному для індукційних методів каротажу низькоомний діапазоні. Такий спосіб представлення даних знижує візуальне дозвіл в породах з низькими питомими опорами (піскуваті глини, алевроліти і т.п.). У той же час високоомні інтервали добре диференціюються по опору.
3.5.Основи кількісної інтерпретації
В основу кількісної інтерпретації діаграм ВІКІЗ покладено уявлення про середовище як наборі згідно залягають шарів. Її результатом є геоелектричний розріз, що включає послідовність пластів, розкритих свердловиною. Положення кожного з них по стовбуру визначається глибинами покрівлі та підошви. Окремий пласт характеризується питомими електричними опорами пріскважінной області проникнення (з можливою окаймляющей зоною) і незачепленою частини пласта, а також положенням коаксіальних свердловині циліндричних кордонів між ними.
Загальна схема інтерпретації складається з наступної послідовності дій:
-Попластовая розбивка (виділення меж пластів);
-Осереднення діаграм на інтервалі пласта (зняття істотних значень);
-Внесення поправок, що знижують вплив вміщуючих порід, ексцентриситету зонда і його корпусу, відхилення стовбура від вертикалі і т.д.;
-Формування кривої зондування для кожного з пластів;
-Побудова стартовою моделі (експрес-інверсія);
-Інверсія кривих зондування з використанням методів цілеспрямованого підбору модельних параметрів;
-Побудова інтервалів невизначеності для кожного з оцінюваних пара метрів;
-Оцінка якості інтерпретації шляхом обчислення синтетичних діаграм для всього розрізу і їх порівняння з вихідними даними.
Результати інтерпретації вважаються задовільними, якщо розбіжність між синтетичними та експериментальними діаграмами на тому чи іншому інтервалі не перевершує похибок вимірювання.
Вся наведена схема лежить в основі системи комп'ютерної інтерпретації МФС ВІКІЗ-98 (див. Додаток). Переважна більшість її функцій виконується автоматично, проте, завжди є можливість внести корективи в проміжні результати.
Як відомо, в основу ВІКІЗ покладено принцип радіальних (від свердловини до незміненої частини пласта) зондувань. У силу ізопараметричності зондів їх свідчення в однорідному середовищі збігаються між собою (з урахуванням похибки вимірювань). Розбіжність показань для різних зондів у досить потужних пластах, розкритих на звичайному глинистому розчині (УЕР більше 0,5 Ом-м), свідчить про наявність пріскважінной неоднорідності через проникнення бурового розчину в пласт. У малопотужних (менше 1,5 м ) Пластах розбіжність свідчень різних зондів може бути обумовлено впливом не тільки зони проникнення (радіальної неоднорідності), а й впливом вміщуючих порід (вертикальної неоднорідності розрізу). На сигнали двох коротких зондів може впливати буровий розчин дуже низького ПЕО <0,05 Ом-м).
СИСТЕМА ОБРОБКИ І КІЛЬКІСНОЇ І ІТЕРПР ETA ЦІІ І MCDC ВІКІЗ-98
Обробка, візуалізація та інверсія діаграм ВІКІЗ виконується в багатофункціональної системі МФС ВІКІЗ-98. Система МФС ВІКІЗ-98 - програмне забезпечення, в якому досягнута висока швидкість інверсії, заснована на застосуванні ефективних алгоритмів нейромережевого моделювання. На цьому рівні розвитку інтерпретаційної бази виявилося можливим перейти від індивідуальної обробки окремих інтервалів до масової автоматичної інтерпретації даних, отриманих на всьому інтервалі розтину розрізу. Досягнуті ресурсні характеристики наближають систему інтерпретації МФС ВІКІЗ-98 до роботи в реальному часі. У цих умовах інтерпретатор звільняється від рутинної роботи з підбору параметрів моделі й може приділяти основну увагу оцінці достовірності та якості виконаної інтерпретації.
Для цієї мети в системі реалізовані спеціальні функції оцінки результатів. Крім обчислюваних середніх відхилень, які відбивають якість підбору, оцінюються довірчі інтервали визначення опорів пласта і зони проникнення, а також її радіуса.
Метод ВІКІЗ, спрямований на визначення опорів пласта і зони проникнення, стає більш інформативним при доповненні іншими методами. У системі передбачена панель, яка дозволяє візуалізувати будь-яку діаграму, що міститься у вихідному LAS-файлі.
 
Загальний опис
Система обробки, візуалізації й інтерпретації даних високочастотного індукційного каротажного ізопараметричних зондування МФС ВІКІЗ-98 є розвитком програмного забезпечення ряду МФС ВІКІЗ. Основні відмінності програми від більш ранніх версій: реалізація в середовищі Windows 95 або Windows NT, значне збільшення швидкодії функціональних модулів та розширення функцій оперативного аналізу. Комплекс МФС ВІКІЗ-98 є системою інтерпретації в реальному часі. Вихідні дані містяться в LAS-файлах, що включають діаграми ВІКІЗ та інших методів. У системі прийнятий стандарт LAS версії 2.0.
Крім автономного режиму передбачена робота МФС ВІКІЗ-98 спільно з комплексом Сіаль ГІС, який контролює вхідні і вихідні потоки даних.
У системі збережений підхід, заснований на попластовой обробці та інтерпретації. На діаграмі виділяються пласти, після цього знімаються істотні значення, вносяться необхідні поправки, будується початкове наближення і виконується інверсія. Результати інтерпретації супроводжуються оцінкою довірчих інтервалів, які залежать як від геоелектричний моделі, так і від похибок вимірювань.
Для розстановки кордонів пластів реалізований алгоритм автоматичної попластовой розбивки з можливістю ручного коректування їх положення, видалення і додавання. Система може отримувати дані про попластовой розбивці з системи Сіаль ГІС через імпорт файлів формату SII.
Після розстановки кордонів необхідно активізувати пласти, на інтервалі яких буде проводитися інтерпретація. У момент активізації пласта автоматично знімаються суттєві значення. Передбачена їхня ручне коригування. Далі виробляється інтерпретація в одному з режимів:
· Експрес-інверсія;
· Автоматичний підбір;
· Підбір на окремому інтервалі.
При інтерпретації автоматично виконується оцінка точності визначення параметрів (довірчих інтервалів), при «ручному» підборі є можливість працювати окремо з кривою зондувань і детально оцінювати якість інтерпретації по кожному пласту.
4. Техніко-економічна частина
4.1 Організаційно-економічний розділ
Геофізичні роботи в свердловинах будуть виконуватися комплексним загоном геофізичних досліджень в свердловинах, що діє у складі Нижневартовский геофізичної експедиції.
Нижневартовская експедиція геофізичних досліджень свердловин забезпечує організацію робіт входять до її складу загонів, здійснює керівництво ними і контроль за їх роботою.
При експедиції ГІС створені такі служби, необхідні для забезпечення безперебійної роботи головних виробничих одиниць (каротажних загонів):
· Диспетчерська служба, яка реєструє заявки замовників на виконання робіт і на основі цих заявок видає загонам наряди на роботу та контролює виконання їх;
· Контрольно-інтерпретаційна партія (КВП), яка приймає від загонів первинні матеріали (діаграми, записи), обробляє їх, інтерпретує та передає замовнику;
· Апаратурний цех, який виробляє профілактичний огляд, ремонт, регулювання і еталонірованіе, свердловинних приладів і апаратури, лабораторій і підйомників і веде облік їх роботи;
· Ремонтний цех, який забезпечує ремонт механізмів, устаткування підйомників і лабораторій та ходових частин автомашин, а також геофізичного кабелю.
Експедиція ДВС входить до складу виробничого геофізичного об'єднання "Нижневартовскнефтегеофизика".
Виробнича діяльність геофізичного підприємства організується так. Геофізична експедиція укладає договір на виконання досліджень в свердловинах з замовниками, виступаючи при цьому в ролі підрядників. Взаємовідносини сторін визначаються "Основними умовами на виробництво геофізичних досліджень в свердловинах" і "Технічної інструкцією з проведення геофізичних досліджень". Договірний обсяг робіт протягом планованого періоду виконується на основі періодичного надходження заявок з боку замовників.
Весь комплекс, робіт, що проводяться геофізичними загонами, складається з послідовних етапів: 1) підготовчі та заключні роботи на базі, 2) підготовчі та заключні роботи на свердловині; 3) власне геофізичні дослідження; 4) спуско-підйомні операції; 5) перез'єднання свердловинних приладів ; 6) переїзди на свердловину і назад.
Перед виїздом на свердловину начальник загону отримує замовлення на виконання комплексу ГІС, в якій вказується загальний обсяг робіт, у тому числі за видами досліджень та інтервалів, дані про час початку виконання робіт, конструкції свердловини і т.п. Ознайомившись із заявкою, начальник загону проводить підготовчі роботи до виїзду: інформує персонал про характер майбутніх робіт, перевіряє готовність апаратури і устаткування. Дані про об'єкт дослідження, записані в заявці, уточнюються по прибуттю загону на свердловину. Начальник загону може переступити до виробництва ГІС при наявності акта про підготовленість свердловини, підписаного буровим майстром і геологом.
Облік і оплата виконаних робіт проводяться на підставі "Акту про виконання геофізичних робіт".
Після попередньої обробки матеріали ГІС передаються в інтерпретаційну партію. Копії геофізичних діаграм і результати інтерпретації видаються замовнику. Обсяг та терміни подання результатів досліджень замовнику встановлюються договорами.
Для вирішення поставлених геологічних завдань передбачається виконання ГІС у два етапи: перший - у відкритому стовбурі свердловини, до спуску експлуатаційної колони, другий - в експлуатаційній колоні.
Роботи на першому етапі виробництва ГІС проводяться через буровий інструмент з муфтові перехідником типу "воронки" на нижній частині бурового інструменту ("воронка" дозволяє безперешкодно виходити і входити приладу в буровий інструмент). Інструмент (після промивання циклу) піднімається і встановлюється в певний інтервал, залишає відкритим цікавить інтервал дослідження, реперні пласти, а також забезпечує безперешкодне проходження апаратурного комплексу до вибою свердловини і проведення ГІС.
Запис геофізичних параметрів відбувається в наступній послідовності:
· Перший вимірювальний цикл: одночасний запис стандартних зондів, зондів БКЗ, Резистивіметрія, ПС, мікрозонд, мікробокового каротажу і двох радіусів притискного пристрою;
· Другий вимірювальний цикл: одночасний запис бічного каротажу і кривою індукційного каротажу.
Роботи на другому етапі виробництва ГІС проводяться в експлуатаційній колоні. Проводиться повторний виїзд на свердловину геофізичного загону, після очікування затвердіння цементу, з метою реєстрації нейтрон-нейтронного каротажу, АКЦ і локатора муфт.
4.2. Виробнича та екологічна безпека при виробництві геофізичних робіт
Даний проект передбачає виконання робіт на Самотлорському нафтовому родовищі в польових і камеральних умовах.
В адміністративному відношенні Самотлорське родовище знаходиться в Нижньовартовську районі Ханти-Мансійського автономного округу Тюменської області, в 750 км на північний схід від м. Тюмені та в 15 км від м. Нижньовартовська. Район представляє собою заболочену і малогорбисті рівнину з а.о. 100-125м. Клімат району континентальний з коротким прохолодним літом і тривалої холодною зимою. Найбільш холодним місяцем року є січень (-50 °), найтеплішим - липень (+30 °). Місцевість частково заболочена, ліси здебільшого змішані.
У цілому району робіт присвоюється категорія робіт в умовах крайньої півночі.
Роботи на Самотлорському родовищі будуть проводитися з січня по липень 2005 року.
4.2.1. Виробнича безпека
Шкідливі і небезпечні чинники, що впливають на людину, в польових умовах, пов'язані з особливостями методики вимірювань (ненормований робочий день, всепогодні і всесезонні умови проведення робіт, виснажливі переїзди до місця досліджень і т.д.), конструктивними особливостями дослідницької апаратури (робота з електричним струмом, радіоактивними речовинами, громіздкими механічними приладами). Шкідливі і небезпечні чинники, що загрожують людині при даних видах робіт представлені в таблиці 4.1 ..
Таблиця 4.1.
Етапи робіт
Найменування видів робіт
Групи
Фактори
(ГОСТ 12.0.003-74)
Нормативні документи
небезпечні
шкідливі
1
2
3
4
5
6
Польовий
Методи електричного каротажу (КС, БКЗ, БК, МБК, СП, ІК).
фізичні
1. Електричний струм.
ГОСТ 12.1.019-79 [28]
Методи акустичного каротажу (АК, АКШ).
1. Відхилення показників мікроклімату на відкритому повітрі.
ГОСТ 12.1.005-88 [25]
Кавернометрія і профілеметрія.
Резистивіметрія.
Локація муфт.
Методи радіоактивного каротажу (ГГК, НК, ГГКп).
2. Вплив радіації.
ГОСТ 12.1.007-76 [27]
Робота з лебідкою каротажного підйомника.
3 Рухомі машини і механізми виробничого обладнання.
ГОСТ 12.2.007.3-75 [30]
Спускопідйомні операції.
Весь цикл досліджень (включаючи підготовчо-заключні роботи на базі і переїзди до місця досліджень).
псіхофюіол огіческіе
2. Важкість і напруженість фізичної праці.
ГОСТ 12.3.009 -76 [31]
Весь цикл досліджень.
біологіч ські
3. Ушкодження в результаті контакту з тваринами, комахами, плазунами.
Камеральний
Обробка та інтерпретація польового матеріалу.
фізичні
1. Електричний струм, статична електрика.
ГОСТ 12.1.019-79 [28]
1. Відхилення показань мікроклімату в приміщенні.
ГОСТ 12.1.005-88 [25]
2. Перевищення рівнів шуму
ГОСТ 12.1.003-83 [23]
3. Перевищення рівня електромагнітних та іонізуючих випромінювань.
ГОСТ 12.1.006-84 [26]
4. Недостатня освітленість робочої зони.
СНиП 23.05.95 [31]
Психо физиол огічес
5.Монотонний режим роботи.
Основні елементи виробничого процесу, що формують небезпечні та шкідливі фактори
4.2.1.1.Аналіз небезпечних факторів і заходів щодо їх усунення
Польовий етап
1. Електричний струм. Небезпеками ураження струмом при проведенні польових робіт є поразки від струмопровідних елементів каротажної станції (підйомника, лабораторії та свердловинних приладів), тому вимоги безпеки зводяться, в основному, до заходів електробезпеки.
Причинами поразки електричним струмом можуть бути: пошкодження ізоляції електропроводки, несправний стан електроустановок, випадковий дотик до струмоведучих частин (що знаходиться під напругою), відсутність заземлення та ін Тому робота на каротажних станціях вимагає крім відповідної кваліфікації персоналу великої уваги і суворого дотримання правил електробезпеки.
Сполучні дроти, що застосовуються для збирання електромереж, не повинні мати оголених жив, ненадійну ізоляцію, кінці їх мають бути забезпечені ізолюючими виделками, муфтами або колодками.
При роботах на буровій забороняється користуватися напругою понад 380 V.
Корпуси всіх агрегатів повинні бути надійно заземлені. Заземлення виконується на контур бурової, що має металевий зв'язок з гирлом свердловини, або на гирлі свердловини, на якій проводяться роботи.
Підключати кабель до джерела живлення дозволяється тільки після закінчення складання всіх комунікацій каротажної станції. Кабель, що з'єднує обладнання станції з електромережею підвішується на висоті не менш 0.5 м і розташовується в стороні від проходів і доріг.
Складання та розбирання електричних схем, ремонт проводів (ізолювання оголених ділянок, зрощування), а також перевірку справності ланцюгів слід виконувати при вимкненому джерелі струму.
Перевірку роботи або пошук несправностей в каротажної станції, що знаходиться під напругою, повинні проводити на менш ніж два виконавці.
Якщо необхідно перевірити на поверхні справність свердловинного приладу, дозволяється подавати напругу в схему тільки після попередження про це працівників партії.
Допомога ураженому електрострумом необхідно надавати негайно, не втрачаючи ні хвилини. Перш за все, домогтися припинення дії струму на потерпілого, для чого будь-яким способом ізолювати його від джерела струму. Слід пам'ятати, що електрострум викликає скорочення м'язів пальців, і потерпілий не може самостійно розтиснути їх.
Надає допомогу повинен знати, що уражений електрострумом сам є провідником, і тому треба охороняти себе від дії струму. Для захисту треба встати на гумовий килимок, дерев'яну дошку, згорток сухого одягу, надіти калоші. Руки треба обмотати сухою вовняною і прогумованою матерією (шинель, прогумований плащ).
Прийнявши ці запобіжні заходи, необхідно відкинути провід від потерпілого багром, дерев'яною палицею або іншим погано проводять електрострум предметом, або не торкаючись тіла потерпілого, відтягнути його від проводу.
Якщо для надання допомоги необхідно перерізати проводи, то інструмент для цього повинен мати ізольовані ручки. Перервати струм можна також, накинувши на провід (обидві фази) металевий ланцюжок, шматок неізольованого проводу, другий кінець яких «, попередньо укріплений в землі.
Після звільнення потерпілого від дії струму потрібно викликати швидку допомогу і негайно розпочати штучне дихання, його необхідно робити навіть у тих випадках, коли зникли видимі ознаки життя (немає дихання, відсутній пульс). Штучне дихання проводиться протягом декількох годин і припиняється лише у випадках
появи безумовних ознак смерті (трупних плям, задубіння) чи приїзду медпрацівників.
Одночасно вживають інших заходів для порушення дихання та роботи серця: масаж серця, обприскування особи водою, розтирання тіла, дається вдихати нашатирний спирт. Після того, як постраждалий прийдуть до тями, його треба укутати ковдрою, напоїти гарячим чаєм і доставити до лікаря.
2. Радіаційна небезпека. При дослідженні свердловин застосовуються радіоактивні речовини (РР) застосовувані в радіоактивних методах. Джерелами іонізуючого випромінювання служать плутоній-беріллівие сплави та сплави, що містять радіоактивний ізотоп цезію.
За одиницю радіоактивності прийнятий Беккерель (Бк), що означає одне ядерне перетворення в секунду. Енергія радіоактивного випромінювання характеризується дозою випромінювання. Розрізняють поглинену, експозиційну, еквівалентну та інтегральну дози.
Опромінення джерелами іонізуючого випромінювання може бути зовнішнім і внутрішнім. Внутрішнє опромінення більш небезпечно, ніж зовнішнє, оскільки потрапили всередину організму радіоактивні речовини наганяють безперервному опроміненню незахищені роговьм шаром внутрішні органи до тих пір, поки вони не виведуться з організму.
Для зменшення впливу джерел іонізуючого випромінювання на персонал каротажної партії необхідно дотримуватися наступних правил:
1. Використовувати джерела випромінювання мінімальної активності, необхідні для даного виду досліджень;
2. Виконувати всі операції з джерелами випромінювань протягом максимально короткого часу (т.зв. захист часом);
3. Робити роботи (спускопідйомні, вантажно-розвантажувальні роботи) на максимально можливій відстані від джерела (т.зв. захист відстанню);
4. Застосовувати захисні засоби у вигляді контейнерів, екранів, спецодягу;
5. Здійснювати радіометричний і дозиметричний контроль.
Розрахунок захисту від іонізуючих випромінювань проводять відповідно до вимог діючих "Санітарних правил роботи з радіоактивними речовинами та джерелами іонізуючих випромінювань» [24].
Для захисту від гамма випромінювання застосовують свинець. Дозу гама випромінювань за робочий день визначають за допомогою кишенькових дозиметрів шляхом перерахунку показань радіометрів, відградуйованих в одиницях потужності дози (мкР / год). У будь-якому випадку потужність поглиненої дози для кожного працівника не повинна перевищувати 5 бер / г (0.02 Зв).
Для захисту від нейтронного випромінювання використовують матеріали, що містять водень (вода, парафін) з добавками бору. Дозу нейтронного випромінювання визначають перерахунком потужності доз, відлічених за показаннями радіометра, забезпеченого датчиком теплових або швидких нейтронів, шляхом перерахунку. Сумарна доза за робочий день визначається як сума доз, отриманих при кожній операції - отриманні джерела випромінювання, його перенесення, установки в свердловинний прилад і т.д.
Не в жодному разі не можна торкатися і брати капсулу з джерелом іонізуючого випромінювання руками, для цього необхідно використовувати спеціальний дистанційний маніпулятор.
Радіоактивні речовини зберігають у спеціальних сховищах, в переносних контейнерах, які знаходяться, в залежності від активності радіоактивних речовин, у спеціальних колодязях. Усередині сховища, а також зовні випромінювання не повинен перевищувати гранично допустимих величин.
Транспортування джерел іонізуючих випромінювань здійснюється тільки в спеціальних контейнерах у залежності від виду випромінювання. Контейнери жорстко кріпляться в задній частині підйомника.
Якщо на шляху прямування відбудеться втрата джерела випромінювання, працівник, відповідальний за транспортування негайно повинен повідомити про це в міліцію, органи санітарного нагляду і керівництву свого підприємства.
Для позначення об'єктів, приміщень, обладнання, устаткування та матеріалів, всередині або на поверхні яких можлива радіаційна небезпека, ставиться спеціальний знак з написом «Обережно радіоактивність!».
3. Рухомі машини і механізми виробничого обладнання. Виникає на всіх етапах польових робіт, але зростання ризику піддатися механічній дії, а в слідстві, отримати травму можна при вантажно-розвантажувальних роботах, монтаж-демонтаж обладнання на свердловині і ін
Заходи безпеки, в більшості, зводяться до неухильного дотримання техніки безпеки на буровій.
Всі робочі щоб уникнути травм забезпечуються спецодягом [21].
Забороняється проводити ГІС при несправному спускопідйомні обладнанні бурової установки або каротажного підйомника.
При роботі на свердловині каротажні автомашини слід встановлювати так, щоб були забезпечені хороша видимість та сигналізаційна зв'язок між підйомником, станцією і гирлом свердловини. Каротажний підйомник необхідно закріпити за допомогою спеціальних упорів.
Спрямовує блок необхідно надійно закріпити на підставі бурової. Міцність вузла кріплення повинна не менш ніж у два з половиною рази перевищувати вагу каротажного кабелю.
Підвісний блок потрібно надійно закріпити на талевої системі бурової установки. Після приєднання до нього кабелю від барабана лебідки він повинен бути піднятий над гирлом свердловини не менш ніж на 15 метрів і укріплений розтяжкою.
Між каротажних підйомником і гирлом свердловини не повинні знаходитись предмети, що перешкоджають руху кабелю, забороняється торкатися до кабелю при русі, нахилятися над ним, а також зупиняти його руками при відмові гальмової системи лебідки підйомника.
Устя свердловини і містки повинні бути очищені від промивальної рідини, бруду, нафти, снігу і льоду, щоб уникнути падінь.
Вантажі, свердловинні прилади, блоки та інше обладнання слід вивантажувати (занурювати) з каротажної станції під наглядом відповідальної особи каротажної партії.
Вантажі і свердловинні прилади масою більше 40 кг або довжиною більше 2м будь-якої ваги потрібно піднімати за допомогою підйомних механізмів.
Щоб уникнути найбільш типовою аварійної ситуації - обрив кабелю у головки апарату, необхідно дотримуватися таких умов:
суворо контролювати рух піднімається кабелю по лічильнику обертів і попереджувальним мітках, щоб не пропустити наближення свердловинного приладу до гирла свердловини і своєчасно подати відповідні сигнали машиніста підйомної установки;
машиніст підйомної установки при управлінні лебідкою повинен уважно стежити за рухомим кабелем, виходом попереджувальних міток і сигналами, що подаються з гирла свердловини.
Велику небезпеку представляє перепуск кабелю, що виникає при спуску кабелю в не обсадженої частини свердловини через глинистих пробок, опадів розчину, уступів і обвалів. Перепущенний кабель часто призводить до зав'язування вузлів і можливим прихопимо.
Камеральний етап
1. Електричний струм, статична електрика. При роботі з комп'ютером існує небезпека ураження електричним струмом. Умови електробезпеки залежать і від параметрів навколишнього середовища виробничих приміщень (вологість, температура, наявність струмопровідного пилу, матеріалу підлоги та ін.) Тяжкість ураження електричним струмом залежить від щільності та площі контакту людини з частинами, які знаходяться під напругою. У вологих приміщення або зовнішніх електроустановках складаються несприятливі умови, при яких поліпшується контакт людини з струмоведучими частинами.
Для профілактики ураження електричним струмом в приміщенні, де проводяться камеральні роботи необхідно проводити наступні заходи щодо забезпечення електробезпеки: ізоляція всіх струмоведучих частин і електрокомунікацій, захисне заземлення розподільних щитів.
Забороняється розташовувати електроприлади в місцях, де працівник може одночасно торкатися обладнання і заземленого проводу, залишати оголеними струмоведучі частини схем та установок, доступних для випадкового дотику; складання схем з відкритими струмоведучими частинами на відстані менш одного метра від водопровідних і опалювальних труб, радіаторів; використання стаціонарних установок і приладів, що мають напругу 36 V змінного струму і 110 V постійного струму щодо землі, без заземлення струмоведучих частин.
Електризація (статична електрика) виникає при терті діелектричних тіл один об одного. Електричні заряди можуть накопичуватися на поверхні металевих предметів.
Статичну електрику негативно діє на організм людини. Тривалий вплив обумовлює професійні захворювання, особливо нервової системи. Крім того, статична електрика - одна з причин виникнення вибухів і пожеж.
Основні напрямки захисту від статичної електрики передбачають запобігання виникнення електричних зарядів або прискорення стікання зарядів з наелектризованої поверхні. Прискоренню зняття зарядів сприяє заземлення устаткування, збільшення відносної вологості повітря і електропровідності матеріалів за допомогою антистатичних добавок і присадок.
4.2.1.2.Аналіз шкідливих факторів і заходів щодо їх усунення
Польовий етап
1. Відхилення показників мікроклімату на відкритому повітрі. Кліматичні умови проведення робіт можна охарактеризувати як суворі, до - 35 ° С взимку. Основним шкідливим фактором є вплив низької температури, головним чином вплив атмосферного повітря, що може призвести до обморожень. Обморожению сприяють несприятливі фізичні фактори: вітер, вологі повітря, тривалість впливу холоду, поганий захист тіла одягом, здавлювання кінцівок тісному взуттям. Для запобігання обмороження весь персонал повинен бути екіпірований зручною, теплим одягом, а також перебування персоналу на відкритих площах має бути скорочена до мінімуму.
2. Важкість і напруженість фізичної праці. Емоційні стреси. Роботи, передбачені даним проектом, будуть виконуватися польовий каротажної партією, що складається з шести чоловік. Специфіка ГІС в тому, що виробничий процес каротажу - процес безперервний, тривалий і виснажливий. Крім цього, персонал, зайнятий на даному виді досліджень, працює вахтовим методом з ненормованим робочим днем. Крім того, і побутові і природні польові умови відображаються на
фізичному та нервово-емоційному стані робочого персоналу, призводить до нервового і фізичного виснаження, що в кінцевому підсумку позначається на результаті роботи і якості польового матеріалу.
Для профілактики втоми передбачені технічні, медико-біологічні та організаційні заходи: механізація і автоматизація трудомістких робіт, своєчасне проходження профілактичних медичних оглядів, застосування раціональних режимів праці та відпочинку тощо
Начальник каротажного загону повинен своєчасно організовувати перезміни всередині загону, під час безперервного процесу досліджень.
Для повноцінного відпочинку після каротажу геофізична база повинна мати у своєму розпорядженні необхідними зручностями: лазнею, по можливості побутової і електротехнікою.
3. Біологічно небезпечні фактори. До них можна віднести ушкодження в результаті контакту з тваринами, комахами, плазунами, а також вплив хвороботворних вірусів.
Профілактика природно-вогнищевих захворювань має особливе значення в польових умовах. Розносять їх комахи, дикі звірі, птахи і риби. Найбільш поширені природно-осередкові захворювання - весняно-літній кліщовий енцефаліт, туляремію, гельмінтоз.
При захворюванні енцефалітом відбувається важке ураження центральної нервової системи. Захворювання починається через два тижні після занесення інфекції в організм. Найбільш активні кліщі в кінці травня - середині червня, але їх укуси можуть бути небезпечні і в липні і в серпні.
Кліща, що присмоктався видаляють разом з хоботком. Щоб кліщ вийшов сам, місце укусу необхідно змастити гасом або рослинним маслом. Основне профілактичний захід - протівоенцефалітние щеплення, які створюють у людини стійкий імунітет до вірусу на весь рік.
Камеральний етап
1. Відхилення показників мікроклімату в приміщенні. Параметри мікроклімату для приміщень, де встановлені комп'ютери, можна звести в таблицю 4.2.:
Таблиця 4.2.
Нормативні параметри мікроклімату в приміщеннях.
Період року
Параметри мікроклімату
Величина
Холодний і перехідний
Температура повітря в приміщенні Відносна вологість Швидкість руху повітря
22-24 ° С 40-60%
до 0,1 м / с
Теплий
Температура повітря в приміщенні Відносна вологість Швидкість руху повітря
23-25 ​​° С
46-60%
0,1-0,2 м / с
Для подачі в приміщення повітря використовують системи вентиляції та кондиціонування, а так само природної вентиляції.
2. Перевищення рівнів шуму. Джерелами шуму на підприємствах є самі обчислювальні машини (вбудовані в стійки ЕОМ вентилятори, принтери і т.д.), центральна система вентиляції та кондиціонування повітря та інше обладнання.
Рівень шуму на робочому місці програмістів і операторів не повинен перевищувати 50 дБА, а в залах обробки інформації на обчислювальних машинах - 65 дБА. Для зниження рівня шуму, стіни і стеля приміщення, де встановлені комп'ютери, повинні бути облицьовані звукопоглинальними матеріалами [23].
Рівень вібрації в приміщенні обчислювальних центрів може бути понижений шляхом встановлення устаткування на спеціальні фундаменти і віброізолятори.
3. Перевищення рівня електромагнітних та іонізуючих випромінювань. Допустимі значення параметрів неіонізуючих магнітних випромінювань можна представити у вигляді такої таблиці 4.3.:

Таблиця 4.3.
Допустимі параметри електромагнітних випромінювань
Найменування параметра
Допустимі значення
Напруженість електромагнітного поля по електричної складової на відстані 50 см від поверхні відеомонітора
10В / м
Напруженість електромагнітного поля з магнітної складової на відстані 50 см від поверхні відеомонітора
0,3 А / м
Напруженість електростатичного поля не повинна перевищувати: для дорослих користувачів для дітей дошкільних установ і що вчаться середньо-спеціальних і вищих навчальних закладів
20 кВ / м 15кВ / м
4.2.2. Пожежобезпечність
Пожежна безпека являє собою єдиний комплекс організаційних і технічних заходів щодо попередження пожеж і вибухів у польових та камеральних умовах.
Можливими причинами пожеж при проведенні каротажних робіт є недотримання інструкцій з експлуатації електротехнічних пристроїв, а також порушення загальних правил пожежної безпеки на буровій.
Перед проведенням геофізичних робіт необхідно перевірити ізоляцію електрообладнання та справність захисного заземлення бурової установки і свердловини.
Промислово-геофізичні роботи під час грози проводити забороняється.
При роботі в свердловині, де можливі нафто-і газопроявления, або в свердловині з герметизованих гирлом з газовим середовищем, каротажні підйомники і лабораторії необхідно ставити з навітряного боку.
Після закінчення роботи всі джерела електроживлення повинні бути відключені.
У каротажному підйомнику і лабораторії забороняється розпалювати примуси, керогази, паяльні лампи, а також зберігати пожежонебезпечні матеріали у відкритих посудинах.
Для освітлення і опалення робочих місць необхідно використовувати тільки прилади та пристрої, передбачені проектами каротажної лабораторії і підйомника.
Категорично забороняється користуватися на гирлі свердловини відкритим вогнем для відігрівання геофізичного устаткування. У разі замерзання ролика блок-балансу, або іншого обладнання відігрівати їх слід тільки парою або гарячою водою, необхідний запас якої повинен бути на буровій.
4.2.3. Екологічна безпека
Відповідно до чинних законів, постановами та положеннями в даному розділі передбачаються заходи, що забезпечують безпеку населення, охорону надр і навколишнього природного середовища від можливих шкідливих впливів, пов'язаних з розробкою родовища.
Охорона атмосферного повітря. Фонові концентрації забруднюючих речовин (ЗР) в атмосферному повітрі в районі родовища значно нижче встановлених нормативів ГДК для населених місць.
Джерелами можливого виділення та викидів в атмосферу ЗВ при видобутку, збору й внутріпромисловом транспорті газу і конденсату є: гирлова противикидним арматура свердловин, свічки, газозбірні мережі; при підготовці газу-технологічне обладнання, факели, котельні, трубопроводи.
Забруднюючі речовини (в основному метанол) викидаються в атмосферу при експлуатації родовища відносяться до 2 - 4 класів екологічної небезпеки.
Результат розрахунку кількості викидів забруднюючих речовин в атмосферу від об'єктів експлуатації, проведеного в ОВНС Північно-Васюганського родовища (погодженого Обласним комітетом екології 14.07.95 р., висновок № 136). Автоматизований розрахунок розсіювання шкідливих речовин в приземному шарі атмосфери за уніфікованою програмі "ЕКОЛОГ" (версія 1.10) визначив основні джерела забруднення атмосфери - стоянки тракторної та автомобільної техніки. На ці джерела доводиться 99.5% викиду двоокису азоту і окису вуглецю. Перевищення максимальних приземних концентрацій забруднюючих речовин спостерігається на відстані 11.4 м від цих джерел. По інших джерел перевищення ГДК забруднюючих речовин не спостерігається навіть в безпосередній близькості від них.
Аналіз розрахунку максимально можливого рівня забруднення атмосферного повітря на родовищі технологічним обладнанням в робочому режимі показав, що викиди шкідливих речовин від об'єктів промислу, не створять за межами проммайданчиків приземні концентрацій, що перевищують встановлені нормативи ГДК.
Викиди вуглеводнів від кущових площадок і газозбірних мереж не враховувалися у розрахунку розсіювання, тому що вони розосереджені на значній площі і розсіювання ЗВ відбувається на відстані декількох метрів від них. Викиди вуглеводнів від кущових майданчиків, також не внесуть істотного забруднення в атмосферне повітря.
При проведенні регламентних робіт з перевірки технологічних апаратів виникають залпові викиди ЗР, що направляються на факел або свічку спалювання газу. Валовий викид забруднюючих речовин в результаті проведення регламентних робіт складе 40.972 т / рік, без урахування установки регенерації метанолу. При цьому в періоди особливо несприятливих метеорологічних умов можливе перевищення концентрацій шкідливих речовин у повітрі більше 1 ГДК (I ступінь небезпеки), більше 3 ГДК (II ступінь небезпеки) і більше 5 ГДК (III ступінь небезпеки).
Несприятливими метеорологічними умовами (НМУ) є: піднесена інверсія вище джерела ЗВ, штильової шар нижче джерела ЗВ, тумани.
При виникненні НМУ передбачені заходи по I, II і III режимам експлуатації технологічного устаткування, виконання яких при НМУ виключає залпові викиди шкідливих речовин в атмосферу.
Заходи щодо захисту повітряного басейну передбачають повну герметизацію всього технологічного обладнання, запірної арматури та трубопроводів, що виключає постійні скиди газу в атмосферу. Обладнання вибирається з урахуванням вибухонебезпечне ™ і токсичності продуктів. На випадок перевищення тиску понад передбачений режимом устаткування оснащене запобіжними клапанами з викидом газу на факел.
Автоматизована система керування технологічними процесами забезпечує відключення окремих установок в передаварійних ситуаціях, що попереджає аварійні викиди газу і рідини.
Охорона водного середовища. При розробці родовища негативний вплив на водне середовище можливо при будівництві та експлуатації майданних об'єктів, побудову підводних переходів водотоків трубопроводами, будівництві автошляхів і мостів, бурінні свердловин на кущових майданчиках, використанні підземного водозабору та скидання стічних вод.
Будівництво майданних об'єктів супроводжується змінами рельєфу, порушують природний поверхневий стік. З проммайданчиків в процесі експлуатації родовища можливі витоку токсичних забруднювачів на прилеглі ділянки землі.
Під час будівництва підводних переходів трубопроводами порушується природний рельєф заплави і русла водотоків, вирубується ліс у водоохоронних зонах.
Для промивання і гідровипробувань трубопроводів передбачається забір води з поверхневих водойм.
При будівництві доріг, можливо, порушення поверхневого стоку насипами з утворенням уздовж трас подпрудних озерець - осередків заболочування.
Забір води з підземних вод передбачається при бурінні експлуатаційних свердловин. Для забезпечення водою господарсько - питних і технологічних потреб при бурінні свердловин на кожній кущовий майданчику необхідно буріння артсвердловини глибиною 172 м . Підземні води приурочені до пісків атлимской свити, що залягає в інтервалах глибин 135 - 170 м і захищені від забруднення з поверхні. Води напірні, п'єзометричного рівні встановлюються на глибині до 10 м . Дебіт свердловин змінюється в межах 4 -14.4 л / с.
Майданчики під будівництво артсвердловин розміщуються на відстані не менше 30 м від місць буріння експлуатаційних свердловин. Перший пояс зони санітарної охорони артсвердловин спеціально не захищається і не упорядковується. Для виключення забруднення водоносного горизонту в процесі буріння артсвердловин в якості промивної рідини використовується глинистий розчин, шурф навколо гирла свердловини розміром 1.5 х 0.5 м бетонується. Після буріння і випробування експлуатаційних свердловин кущовий майданчики артскважіна на воду ліквідується шляхом санітарно-технічної закладення згідно "Положення по порядку використання та охорони підземних вод на території СРСР".
Водопостачання господарсько - питних і виробничо - протипожежних потреб об'єктів родовища забезпечується запроектованими в північно - західній частині території опорної бази промислу водозабірними артезіанськими свердловинами (1 резервна і 1 робоча). Потреба води на хозпітьевие потреби становить 125.813 м З / добу, на виробничі - 255.64 м З / добу, на пожежогасіння - 90.347 м З / сут. Забір води буде здійснюватися з водоносного горизонту піщаного атлимской свити. Перед подачею споживачеві вода буде надходити на станцію знезалізнення.
Санітарно - епідеміологічна захищеність джерела хозпітьевого водопостачання підземного водозабору забезпечується трьома поясами зони санітарної охорони вододжерел: кордон I поясу встановлюється в 30 м від водозабору, II поясу-в 88 м , III пояса - у 376 м . У першій зоні суворого контролю проводиться планування території з відведенням поверхневих вод за її межі огорожею та забезпеченням сторожовий сигналізації. У межах другого та третього поясів зони санітарної охорони забороняється розміщувати ділянки асенізації, склади ПММ та хімреагентів (в цілях-виключення хімічного зараження джерела водопостачання).
Гідрографічна мережа Північно-Васюганського родовища представлена ​​притоками р. Васюган. Водоохоронна зона р. Васюган становить 300 м в обидві сторони від урізу річки; у решти приток і водотоків - 15 м . Згідно з "Положенням про водоохоронних зонах ...", затвердженого Постановою № 91 СМ РФ від 17.03.89 р., у водоохоронних зонах встановлюється спеціальний режим господарської діяльності для запобігання забруднення, засмічення і виснаження вод. Після закінчення будівельних робіт прибережні ділянки відновлюються, береги укріплюються.
Річки території родовища типово тайгові з малими ухилами, відносяться до II категорії річок рибогосподарського використання. У річках вміст кисню, що визначає самоочищаються здатність води, різко знижується восени, падаючи в зимовий час до 0 - 0.85%. Вживані при ОПЕ родовища способи очищення стічних вод не достатні для їх скидання у водотоки. Для охорони поверхневих і підземних вод використовуваних для хозпітьевого водопостачання (води атлимской світи) від забруднення передбачена утилізація попередньо очищених промстоків у поглинальні свердловини.
Виконання передбачених природоохоронних заходів забезпечить раціональне використання водних ресурсів і знизить негативний вплив розробки родовища на водне середовище.
Охорона земель, лісів, флори і фауни. Розміщення свердловин на кущових майданчиках і прокладка інженерних комунікацій в одному коридорі дозволяє локалізувати можливий негативний вплив на обмежених площах.
Грунтів, придатних для сільськогосподарського використання на площі родовища не є. При будівництві кущових підстав зняття родючого шару недоцільно через розвитку на площі родовища болотно - підзолистих і болотних типів грунтів.
Розміщення проектованих об'єктів родовища проведено з максимальним використанням малоцінних екосистем на полугідроморфние і гідроморфних грунтах.
Негативний вплив на грунтово - рослинний покрив при розробці родовища проявиться в механічному порушенні грунтово - рослинного покриву, зведенні рослинності та пошкодженні грунтового покриву на відводяться землях, заміні природних грунтових горизонтів на мінеральні грунти при відсипці кущових майданчиків, насипів автодоріг, проммайданчиків.
Негативний вплив об'єктів родовища може проявитися в зміні інженерно - геологічних умов грунтів. Відсипання і планування проммайданчиків можуть призвести до зміни термовологісної режиму підстилаючих грунтів, що приводить до морозному пученію перезволожених грунтів, нерівномірного осідання та деформації виробничих будівель.
Заходи щодо зниження деформацій підстав споруджуваних об'єктів від морозного здимання передбачають поверхневий водовідвід, пониження рівня грунтових вод глибоким дренажем, улаштування водонепроникних екранів, вибір пальових конструкцій фундаментів із заглибленням у стійкі грунти. Негативний вплив будівництва і експлуатації трубопроводів приводить до порушення природного теплового балансу грунтів, зміни глибини сезонного промерзання-відтаювання та виникнення несприятливих процесів - пученія і просідання грунту. Для попередження процесів пученія і просідання грунту при будівництві трубопроводів передбачається заміна грунтів.
Землі, що відводяться на період будівництва об'єктів промислу у тимчасове користування, рекультивують в ході проведення основних робіт, при відсутності можливості - в місячний термін після завершення робіт, але не пізніше одного року після закінчення будівельних робіт.
Рекультивація земель проводиться в два етапи. При проведенні технічного етапу рекультивації земель виконується очищення площ від бетонних та металевих відходів, засипка водовідвідних канав, виположування відкосів, планування майданчиків, покриття земель шаром торф'яно - піщаної суміші. Біологічний етап рекультивації 'земель складається з комплексу робіт по внесенню в якості добрив торфу і посіву багаторічних трав. Рекультивації підлягають суходільні ділянки, заболочені ділянки не рекультивують. У процесі проведення рекультиваційних робіт порушені земельні ділянки приводяться у стан, придатний для використання в лісовому господарстві.
Лісові масиви території родовища характеризуються як ліси експлуатаційні. При будівництві об'єктів дослідно - промислової експлуатації родовища відомості цінних чистих кедрових, долинних заплавних кедрових та смерекових лісів, лісів орехопромислових зон, місць локалізації цінних недеревних ресурсів - журавлини і брусниці не передбачається.
Передбачені заходи з охорони земель, лісів, флори і фауни території родовища дозволять мінімізувати негативний вплив на навколишнє природне середовище.
Конструкція і технологія проводки свердловин забезпечує надійну герметизацію водоносних і нафтогазоносних горизонтів, що запобігає міжпластові перетоки і забруднення підземних вод.
Якісна ізоляція проникних пластів в затрубному просторі усуває можливість перетоків рідини або газу з одного об'єкта в інший або в атмосферу, запобігаючи погіршення колекторських властивостей пластів. Герметичність обсадної колони, колоною головки і зацементувати заколонного простору перевіряється опресовуванням. Для попередження можливого фонтанування експлуатаційних свердловин розтин пластів проводиться з установкою превенторів - противикидним пристроїв, що встановлюються на гирлі свердловин.
Виключення можливості прориву газу з газової частини покладів забезпечується обмеженням і регулюванням депресії на продуктивний пласт.
У процесі буріння свердловин утворюються відходи буріння: відпрацьовані бурові розчини, бурові стічні води, вибуреної шлам. У зв'язку з відсутністю промислового обладнання для очищення відходів буріння до рівня ГДК для нафти і хімреагентів застосування на кущових майданчиках двосекційних земляних гідроізольовані комор для збору, накопичення, очищення, знешкодження, утилізації відходів буріння та освоєння свердловин є реальною необхідністю.
4.2.4. Безпека в надзвичайних ситуаціях
На газоконденсатних родовищах при порушенні технології буріння та експлуатації часто виникають непередбачені несприятливі ситуації. До таких відносять незаплановані викиди вуглеводнів (фонтанування), які супроводжуються, як правило, сильними пожежами, що ускладнюють ситуацію.
Всі випадки викидів документуються, розмножуються і поширюються по службах беруть участь у розробці родовища. У переліку документів фіксуються причини аварій або надзвичайних ситуаціях, роботи, проведені при ліквідації викиду, а також способи уникнення викидів в майбутньому.
При геофізичних дослідженнях свердловин проводяться такі підготовчі роботи:
До проведення досліджень "замовник" готує свердловину. Бурове обладнання повинно бути справним. На свердловині повинен бути встановлений превентора. Свердловина повинна бути залита буровим розчином до гирла.
Електроустановки повинні бути справні.
Начальник геофізичної партії перевіряє проведені підготовчі роботи. Складається акт на проведення геофізичних досліджень, за підписами бурового майстра, представника замовника, електрика. При роботах у діючих свердловинах також підписується працівник протифонтанної служби.
При загрозі викиду працівники партії повідомляють про факт викиду представнику замовника, протифонтанної і пожежній службі.
Партія виконує евакуацію геофізичного обладнання під керівництвом начальника партії. Якщо прилад в свердловині затиснутий превентора, кабель перерубувати. Свердловина повинна бути знеструмлена.
Для профілактики викидів партією повинні проводитися тренування.
4.3. Кошторисні розрахунки за видами робіт
Кошторисні розрахунки за видами робіт, комплексної геофізичної партії, оформлені в таблиці 4.4.

Таблиця 4.4 ..
№ п / п
Вид робіт
Вартість однієї свердловини, руб
1
Набір, промірювання параметрів кривизни
38112
при бурінні під кондуктор і тех.кол.
2
ЦМ 8-12 (кондуктор)
18386
3
ЦМ 8-10 (тех. колона)
20844
4
Прівязочние каротаж
32557
5
Інклінометрії
22213
6
Остаточний ГІС у відкритому стовбурі:
211716
6.1
Стандартний каротаж (1зонд КС і ПС)
81675,6
6.2
БКЗ
6.3
Резистивіметрія
6.4
БК
6.5
Інклінометрії згідно інструкції
6.6
Кавернометрія
6.7
ВІКІЗ (7 зондів ІК і ПК)
6.8
НК
16455,17
6.9
ДК
6.10
ГГКп (інтервал продуктивних пластів)
78241
6.11
АК (інтервал продуктивних пластів)
35344,2
7.
Остаточний ГІС у відкритому стовбурі (пілот-стовбур)
120000
8
Прівязочние каротаж (горизонтальна)
21893
9
Остаточний ГІС у відкритому стовбурі (автономний прилад)
350000
10
Прівязочние каротаж (горизонтальна)
20893
11
Гіроскоп
31113
ВСЬОГО буріння
374941
Разом вартість комплексу геофізичних робіт виконуваних комплексної геофізичної партією на одну свердловину - 374941 рублів.
Враховуючи вартість каротажних досліджень в одній свердловині, загальна вартість польових каротажних робіт виконуваних комплексної партією (у 6 свердловинах) становитиме 2249646 рублів.
Список використаної літератури
1. Акопов Н.Б. Техніка безпеки при проведенні промислових геофізичних робіт. - М.: Надра, 1973 р . - 235 с.
2. Безпека життєдіяльності: Метод. указ. для розробки розділу «Виробнича та екологічна безпека при проведенні геологорозвідувальних робіт» випускний кваліфікаційної роботи для студентів всіх спеціальностей ГНФ. - Томськ: Вид. ТПУ, 2001. -32с.
3. Геофізичні методи дослідження свердловин: Довідник геофізика / Под ред. В.М. Запорожця. - М.: Надра, 1983 р . - 591с.
4. Дахнов В.М. Геофізичні методи визначення колекторських властивостей і нафтогазонасиченість гірських порід. - М.: Надра, 1985 р . - 357 с.
5. Інтерпретація результатів геофізичних досліджень нафтових і газових свердловин: Довідник / За ред. В.М. Добриніна. - М.: Надра, 1988 р . - 476 с.
6. Кривко М.М. Апаратура геофізичних досліджень в свердловинах. - М.; Надра, 1991 р .- 421 з.
7. Ларіонов В.В. Радіометрія свердловин. - М., 1966 р. - 658 с.
8. Методи ГІС в пошукових і розвідувальних свердловинах / Под ред. І. Г. Жувогіна, Уфа, 1986 р . - 393 с.
9. Мураха Л.А. Екологія і безпека життєдіяльності / Навчальний посібник для вузів. - М.: ЮНИТИ - 2000 р . - 365 с.
10.Нестеров І.І., Салтимов Ф.К., Шпільман К.А. Нафтові і газові родовища Західного Сибіру. - М.: Надра, 1971. -464с.
11.Померанц Л.І. Апаратура й устаткування геофізичних методів дослідження свердловин. - М.: Надра, 1985 р . - 321 с.
12.Сурков BC, Жероен О.Г. Фундамент і розвиток платформного чохла Західно-Сибірської плити. 1983.
13.Організація і технічні засоби промислових робіт. Мет. Томськ, 1970 .. Тархов А.Г., Бондаренко В.М., Нікітін А.А. Комплексування геофізичних
14.методов. - М.: Надра, 1982 р . - 446 с.
15.Техніческая Інструкції з проведення геофізичних досліджень в свердловинах. - М.: Надра, 1985 р . - 265 с.
16.Технологія дослідження нафтогазових свердловин на основі ВІКІЗ. Методичне керівництво / Ред. Епов М.І., Антонов Ю.М. Новосибірськ: НДЦ ОІГГМСО РАН, Видавництво СО РАН, 2000,121 с.
17.Тіщенко В.Є. Організація і планування геологорозвідувальних робіт на нафту і газ.
18.Опублікованние Фондові матеріали ТОВ Самотлорского родовища.
19.Шіршков А.І. Охорона праці в геології. - М.: Недра, 1990 р.-395с.
20.Сібаров Ю.Г. Охорона праці в обчислювальних центрах / Навчальний посібник для студентів.
21.Шіршков А.І. Охорона праці в геології. - М.: Недра, 1990 р.-395с.
22.ГОСТ 12.0.003 - 74 ССБТ. Небезпечні і шкідливі виробничі фактори. Класифікація.
23.ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Спільні вимоги безпеки.
24.ГОСТ 12.1.004 - 91 ССБТ. Пожежна безпека. Загальні вимоги.
25.ГОСТ 12.1.005 - 88 ССБТ. Загальні санітарно-технічні вимоги до повітря робочої зони.
26.ГОСТ 12.1.006 - 84 ССБТ. Електромагнітні поля радіочастот. Допустимі рівні на робочих місцях і вимоги до проведення контролю.
27.ГОСТ 12.1.007 - 76 ССБТ. Шкідливі речовини. Кваліфікація і загальні вимоги безпеки.
28.ГОСТ 12.1.019 - 79 ССБТ. Електробезпека. Загальні вимоги і номенклатура видів захисту.
29.ГОСТ 12.2.007.3 - 75 ССБТ. Машини електричні обертові. Загальні вимоги безпеки.
30.ГОСТ 12.3.009 - 76 ССБТ. Роботи вантажно-розвантажувальні. Загальні вимоги безпеки.
31.СНіП 23.05.95. Природне і штучне освітлення.
32.СНіП 2.04.05-91. Опалення, вентиляція і кондиціювання

Родовища:

146 - Південно-Ярайнерское,
152 - Східно-Покачевское 2,
173 - Південно-Виінтойское,
175 - Селівонікское, 1
77 - Повховское,
205 - Південно-Повховское,
210 - Південно-Сардаковское,
219 - Могутлорское,
220 - ославльское,
225 - Західно-Муготлорское
3,228 - Південно-ославльское,
231 - Новоаганское,
233 - Чухлорское,
234 - Східно-Покачевское 1,
239 - Щуч'є, 242 - Північно-Егурьяхское,
243 - Курраганское,
245 - Егурьяхское,
246 - Гольовий,
247 - Південно-Егурьяхское,
248 - Південно-Курраганское,
250 - Гуньеганское,
252 - Малоключевое 1,
254 - Велике-Самотлорське,
255 - Аганское,
258 - Східно-Нікольське,
259 - Малочерногорское,
260 - Нікольське,
261 - Західно-Аганское,
262 - Среднечерногорское,
263 - Чорногорське 2,
266 - Мале Південно-Аганское,
267 - Єршової, 269 - Руфьеганское,
270 - Північно-Ватінський,
272 - Південно-Аганское,
274 - Західно-Соромінское,
276 - Північно-Соромінское,
278 - Соромінское,
279 - Північно-Тарховское,
280-Південно-Тарховское,
281 - Західно-Тарховское,
283 - Західно-Пилінское,
284 - Пилінское,
289 - Північно-Оріхівське 3,
291 - Північно-Ореховс-кое 2,
295 - Рямное,
296 - Хохловскій,
297 - Північно-Ермаковському,
299 - Фобосское, 3
02 - Східно-Оріхівське,
303 - Чехлонейское,
346 - Варьеганское,
348 - Ваньеганское,
349 - Айеганское,
356 - Східно-Валюнінское,
359 - Вонтерское,
367 - Західно-Варьеганское,
379 - Інінское,
389 - Маловарьеганское, 3
91 - Новомолодежное,
393 - Малоключевое 2,
394 - Лорьеганское,
395 - Михлорское,
396 - Малоновогоднее,
409 - Північно-Варьеганское,
410 - Саєм-Тахское,
427 - Тагрінское,
432 - Ставропольське,
438 - Тюменське,
439 - Тульеганское,
452 - Еніторское,
454 - Південно-Варьеганское,
455 - Південно-Венгапурское,
461 - Північно-Молодіжне,
463 - Південно-Еніторское,
499 - Арігольское,
501 - Максімкінское,
506 - Валюнінское,
512 - Узунское,
513 - Верхнечерногорское,
515 - Східно-Охтеурское,
532-Західно-Новомолодежное

Структурні карти по покрівлях і підошов колекторів будувалися за всі свердловин шляхом вирахування товщин від стратиграфічних поверхонь до покрівель і підошов відповідних пластів.
У результаті даної методики структурних побудов встановлено, що поклад пласта АВ 1 1-2 розкривається у бік Аганского, Ватінський, Мегіонское, Михпайского, Усть-Вахского піднять. По пласту АВ 3 січня поклад розкривається у бік Михпайского родовища і відділена прогином від відповідних покладів Північно-Ватінський і Усть-Вахского родовища по ізогіпс -1689 М , А від Аганского родовища по ізогіпс -1685 М . Поклад пласта АВ 2-3 розкривається у бік Михпайского родовища і відділена від інших згаданих вище родовищ за ізогіпс -1685 М .
Аналіз виконаних структурних побудов по Самотлорському родовищу повністю підтвердив висновок про успадкований характер розвитку структур в нижньокрейдових і юрських відкладах на території Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну. До часу формування пласта АВ 8 коефіцієнт відповідності структур, розрахований за методикою, викладеною в роботі, становив 0.996-0.999. Це визначило збіг структурних планів по багатьом пластів названих відкладень при незначному виположування їх вгору по розрізу (зростання структури по відкладеннях баженовскій свити за даний період геологічного часу склав 23 м ). У період формування пластів групи АВ 7-АВ 1 активізація конседіментаціонних тектонічних процесів і масштабні зсувні тектонічні рухи чинили істотний вплив на формування структурного плану та піщано-глинистих тел. У результаті зсувних процесів коефіцієнт відповідності структур зменшився до 0.982. Процеси сдвиговой тектоніки в межах Самотлорского родовища, що був масштабної динамічно напруженою зоною, що відчуває зрушення і стиснення, призвели до формування складок волочіння з простяганням з південно-сходу на північний захід, великої кількості локальних структур III-IV порядків, основного Самотлорского підняття. Подальша (постседіментаціонная) зсувна тектонічна активність призвела до зміщення блоків у північно-східному і південно-західному напрямках.
1.3.3. Нефтегазоностность
За період, що минув після останнього підрахунку запасів вуглеводнів Самотлорского родовища, було виявлено додатково кілька нових об'єктів: пласт БВ 0 поділений два підоб'єкту БВ 0 1 і БВ 0 2, виділені об'єкти БВ 3, БВ 4, БВ 7 1, БВ 2 Липня, БВ 16, БВ 17-18. Основні ж зміни торкнулися розширення меж родовища за рахунок залучення в його західній та південній частинах значних площ нафтоносності. Матеріали буріння нових розвідувальних та експлуатаційних свердловин укупі c поглибленими експлуатацоннимі свердловинами сприяли уточненню підрахункових параметрів, положення газо-нафто-водяних контактів (ГНК, ВНК, ГВК) і меж залягання виявлених раніше ізольованих покладів нафти і газу, а також встановленню нових покладів у складі прийнятих підрахункових об'єктів. Число підрахункових об'єктів становить 26.
Нижче наводиться коротка характеристика покладів з урахуванням даних, отриманих у процесі дорозвідки та буріння експлуатаційних свердловин за період 1987 - 2000 р . Для зручності викладу матеріалу об'єкти розглядаються зверху вниз, а індексація покладів здійснена по виділених структурним підняттям з її збереженням за матеріалами підрахунку запасів 1987 р .
Переважна більшість виділених покладів нафти і газу віднесено до пластові склепінчасті типу. Термін "масивна" застосовано до покладів з підошовної водою, або розкритим однією-двома свердловинами, в яких умовний ВНК приймався по підошві "найнижчого" нефтенасищенной інтервалу. У випадках значного за площею екранування покладів зонами відсутності порід-колекторів вони ставилися до структурно-літологічного типу.
Особливо слід зупинитися на труднощах, зустрінутих при обгрунтуванні початкового положення ВНК багатьох покладів, які в основному пов'язані з підвищеним заляганням водонасичених прошарку. Головними природними чинниками цього явища, з урахуванням накопиченого досвіду підрахунку запасів нафти многопластових родовищ, є: лінзовідно залягання таких прошарків, тонкослоістих характер будови підрахункових об'єктів в конкретних свердловинах і підвищена глінізація розрізу пластів, що зумовила отримання приток води при позитивній характеристиці їх за даними ГІС. Нерідко, особливо в слабо разбуренной покладах, ВНК в загальноприйнятому розумінні встановити не вдавалося, тому він приймався за усередненими абсолютним відмітками підошви нефтенасищенних інтервалів. Для таких покладів використовувався термін "умовний розділ нафта-вода".
При порівнянні параметрів покладів одних і тих самих за номенклатурою пластів як групи АВ, так і БВ, з даними за підрахунком запасів 1987 року, слід мати на увазі, що при виконанні цієї роботи змінилися стратиграфічні розбивки між пластами і горизонтами. Таким чином, порівняння площ і середніх параметрів окремо по пластах носять почасти умовний характер.
При геометризації покладів в цьому звіті використовувалися практично всі розвідувальні та експлуатаційні свердловини, тому лінії контурів, що обмежують газові і нафтові поклади, значно більш диференційовані, ніж раніше виконані роботи з підрахунком запасів.
Поклад газу пласта ПК 1
Поклад приурочена до покрівлі покурской свити сеноманського ярусу і займає сводовую частина Самотлорского родовища. Поклад розкрита значним числом свердловин. Газонасиченості впевнено визначається за тимчасовим вимірами РК. Газоводяной контакт (ГВК) прийнятий на абсолютній відмітці -845 М . за даними ГДС і результатами випробування пласта в єдиній скв.1г, в якій з інтервалу а.о. -839,3 - - 841,1 м був отриманий вільний приплив газу 518,7 тис.т.
Поклад масивного типу, її розміри: 6,0 х4, 0 км, висота - 24 м.
У зв'язку з відсутністю нових даних запаси за поклади не переглядалися.
Поклади горизонтів групи АВ
Ця група включає ряд різнохарактерних у геолого-промисловому відношенні горизонтів і пластів: АВ 1, АВ 2-3, АВ 4-5, АВ 6, АВ 7 і АВ 8. Найбільш значимими серед них є перші три, утворюють єдину і унікальну за своїми розмірами нафтогазову поклад з обширною газової шапкою. Три наступні пласта мають другорядне значення в силу свого обмеженого розвитку за площею і невеликих товщин.
Особливості геологічної будови визначили характер розподілу колекторів і положення ВНК покладів. У цілому, відкладення пластів АВ 2-8 формувалися в умовах великої мілководній дельтовій рівнини. Найбільш різка латеральна мінливість розрізу характерна для відкладень пластів АВ 6-8, що призвело до формування відносно ізольованих Шнуркова піщаних тіл, нафтові і газові поклади в яких сформувалися в результаті подальших тектонічних процесів. Отже, поклади цих пластів відносяться до структурно-літологічних. Різке латеральне заміщення піщаних тіл стало причиною формування ізольованих покладів, пов'язаних з постседіментаціоннимі локальними структурними підняттями. Окремі нефтенасищенной піщані лінзи в силу описаних вище особливостей геологічної будови можуть зустрічатися на різних абсолютних відмітках. Отже, ВНК покладів будуть «нестійкими» (властиво індивідуальним покладів). Покришкою є вельми тонкослоістих пачки, глинистий матеріал яких утворює покривні відклади.
Істотні зміни пов'язані з часом формування відкладень пласта АВ 4-5. У цей геологічний час відбувалося інтенсивне надходження уламкового матеріалу з великою часткою піщаної фракції. Процес седиментації супроводжувався активізацією тектонічних процесів, на тлі яких відкладення авандельти і дельти проградіровалі з південно-сходу на північний захід. Піщані тіла представлені фациями авандельти (масивні пісковики), дельтових каналів і гирлових барів. Оскільки надходження піщаного матеріалу було рясним, то повсюдно є гідродинамічна зв'язок у латеральному напрямку. По вертикалі гідродинамічна зв'язок менш досконала через наявність локально розвинених глинистих прошарків. Активність процесів седиментації істотно знизилася наприкінці часу формування пласта АВ 4-5, в яке на території родовища була розвинена велика дельтових рівнина, пересічна окремими, але досить потужними, найімовірніше субаерального, дельтовими каналами.
Відкладення пласта АВ 2-3 пов'язані з активним опадонакопиченням в умовах дельтовій рівнини, де відкладення представлені фациями Шнуркова піщаних дельтових каналів, барів та фациями тонкослоістих розрізу, залягають між Шнуркова тілами. Піщанистого розрізу відносно висока, наслідком якої є наявність вертикальної і горизонтальної зв'язності різного ступеня досконалості.
Відкладення пласта АВ 3 січня представлені перехідними фациями, які формувались при поглибленні морського басейну, зменшення частки піщаних фракцій у вступнику уламковому матеріалі, активізації сдвиговой тектоніки, формувалися складки волочіння північно-західного простягання.
Процеси поглиблення моря і сдвиговой тектоніки найбільший вплив зробили на формування відкладень пласта АВ 1 1-2. Глинисті пісковики тут представлені фациями покривних відкладень. Потужні піщані тіла на сході родовища утворилися на завершальній стадії формування пласта АВ січня 1-2 в результаті лавинної седиментації.
У результаті описаних тектоно-седиментаційних процесів сформувалася єдина гідродинамічна система для пластів АВ 1-5, що має один ВНК і ГНК.
Поклади пластів БВ 0 - БВ 7
У стратиграфічному відношенні ці пласти відносяться до нижньої частини вартовской свити нижньої крейди. Серед 8 пластів, що виділяються в її розрізі, промислово нафтоносними на Самотлорському родовищі є БВ 0 1, БВ 0 2, БВ 1, БВ 2, БВ 1 липні і БВ 7 2.
Пласти БВ 0-БВ 7 формувалися в умовах неглибокого моря в крайовій частині шельфу (пласт БВ 7) і шельфової рівнини. Відкладення пласта БВ 7 лютого відкладалися при короткочасній трансгресії, що змістив область найбільш активної седиментації на схід. У цей час на території Самотлорского родовища піщаний матеріал представлений фациями розрізнених піщаних валів, що мали простягання з південно-заходу на північний схід. Піщані вали розділені великими полями глинистих відкладень. У результаті сформувалися літологічні і структурно-літологічні пастки вуглеводнів. Дистальна частина області активної седиментації у вигляді окремих піщаних тіл зустрінута практично на всій східному кордоні родовища. В описаних умовах продуктивними є окремі піщані лінзи, які мають різні положення ВНК.
Послідувала регресія моря призвела до проградаціі області активної седиментації на територію родовища. Для відкладів пласта характерний чітко витриманий регресивний характер розрізу. Розріз найбільш опесчанен в покрівлі пласта, ефективні товщини зростають з південно-сходу на північний захід. В даний час в пласті відкрита одна поклад. Тим не менш, геологічна будова пласта свідчить про наявні перспективи нових відкриттів.
Подальше опадонакопичення розрізу пов'язано з активною седиментацією, аналогічної описаної вище для відкладень пластів АВ 6-АВ 8. Характерним є наявність в розрізі Шнуркова піщаних тіл у вміщає (по латералі і по вертикалі) тонкослоістих розрізі, відкладення якого з одного боку вміщають локальні піщані лінзи, з іншого боку мають невисоку проникність аж до її відсутності. Ширина Шнуркова тел зменшується вгору по розрізу. Наслідком такої будови розрізу, як і в описаних вище відкладеннях пластів АВ 6-8, є наявність великої кількості покладів з різними положеннями ВНК.
Поклади пласта БВ 8
У стратиграфічному щодо пласт залягає в покрівельній частині Мегіонское свити нижньої крейди. У його розрізі зосереджені значні запаси нафти, які містяться в пластах БВ 8 0, БВ 8 1, БВ 2 серпня і БВ 8 3. Кореляція трьох останніх пластів виявилася скрутною в силу їх високої уривчастості, що і визначило їх об'єднання в єдиний об'єкт підрахунку запасів.
Відкладення пласта формувалися в умовах шельфу після перерви, пов'язаного з відкладенням глин в покрівлі пласта БВ 10. Відкладення пластів
БВ серпня 1-3 представляють собою генетично пов'язану товщу, складену відкладами потокових фацій (простягання з південно-сходу на північний захід) і барових тел. Особливість формування розрізу обумовлена ​​поступовим переміщенням області найбільш активної седиментації піщаних тіл з південно-східної половини родовища у північно-західну, що, мабуть, пов'язано з тектонічним режимом. Піщанистого розрізу висока, поклад пластового типу. Наявність областей зі зниженими ефективними товщинами і наступні тектонічні процеси створили умови для формування окремих покладів нафти, положення яких контролюється замкнутими ізогіпс структур третього і четвертого порядків, а положення ВНК - положенням покладів на структурі другого порядку. Відповідно, в центральній частині Самотлорского підняття положення ВНК вище, ніж у його крайових частинах.
Формування пласта Б 8 0 визначалося трансгресії і подальшим заповненням осадового басейну уламковим матеріалом, які надходили зі сходу. Область найбільшою піщанистого відкладень пласта розташована за східним кордоном ліцензійної ділянки. У межах ліцензійної ділянки ефективні товщини пісковиків убувають зі сходу на захід аж до повної глінізаціі на західному кордоні площі. Відповідно, на сході родовища піщане геологічне тіло можна назвати масивним, на заході піщані тіла залягають у вигляді окремих лінз з незначною ефективної товщиною.
Поклади пласта БВ 10
Пов'язана з цим пластом поклад нафти разбурена за проектною експлуатаційної сітці, що дозволило, з одного боку, деталізувати її геологічну будову, з іншого, - в цілому підтвердити прийняті раніше її тип і положення ВНК.
Поклад на більшій частині площі пластово-сводового типу. У західній частині поклад екранується великою зоною заміщення колекторів. У північній половині родовища відзначається переважне опесчаніваніе верхній частині горизонту, у південній половині - нижньої. З цієї причини поклад пласта БВ 10 розділена на два підрахункових об'єкта: БВ 10 0 і БВ 10 1-2. Високі вертикальна і латеральна неоднорідності розрізу, характерні для кліноформенного етапу формування розрізу, стали причиною частих змін рівня ВНК в межах від -2160 м на сході до -2190 - -2000 М на решті частини родовища. У південній частині родовища положення зовнішнього контуру нафтоносності залишається досить умовним.
Зв'язок відкладень пласта БВ 10 з завершальним етапом кліноформенной седиментації обумовила формування «черепичних» фацій (пласт БВ 1910 1-2) і фацій «черепичних» відкладень і передової частини шельфу (пласт БВ 10 0). У пласті БВ 10 0 області розвитку «черепичних» фацій і фацій передової частини шельфу розділені областю заміщення піщаних тіл на глини. У північно-західній половині площі піщані тіла або розвинені в обмеженому обсязі, або повністю відсутні. У даній седиментаційних обстановці слід очікувати наявність ізольованих піщаних лінз - літологічних пасток, які мають різні ВНК.
Поклади ачимівських товщі
Ачимівських товща нижньої крейди на Самотлорському родовищі, як і в межах усього Нижневартовского зводу, представлена ​​тонким і дуже складним переслаіваніе піщано-алвролітових і глинистих порід
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Диплом
383.7кб. | скачати


Схожі роботи:
Індивідуальний комплекс матеріалів з досліджень у галузі психології педагогіки та застосуванню
Прояв сонячної активності в геофізичних параметрах
Електропостачання та електрообладнання куща свердловини 145 Самотлорского родовища ВАТ ТНК ВР
Властивості нафти і газу в покладах і родовищах їх закономірності і
Властивості нафти і газу в покладах і родовищах їх закономірності та зміни
Буріння свердловин
Буріння свердловин на морі
Турбобур у буріння свердловин
Буріння нафтових свердловин
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru