CC BY
7
УДК 001.201
Фарносов А.Ю. студент аспирантуры 3 курса факультет науки о Земле Тюменский Индустриальный Университет
Россия, г. Тюмень
УТОЧНЕНИЕ БЛОЧНЫХ МОДЕЛЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПЛАСТОВ ТП10-ТП15 МАЛЫГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В СВЯЗИ С ПОДСЧЁТОМ ЗАПАСОВ
Целью настоящей работы является подробное обоснование блокового строения залежей на основе:
- детального рассмотрения волновой картины по вертикальным сечениям амплитудного куба;
- сопоставления положения используемых тектонических нарушений с тектонической картой Ямала и с картой общих и эффективных толщин верней части танопчинской свиты (пласты ТП15 - ТП30);
- рассмотрения особенностей изменения положения ГВК по площади и разрезу, в целом, а не для отдельных пластов.
Данная блоковая модель поможет выполнить следующие задачи:
- сокращение геологических рисков при доразведке месторождения за счёт более обоснованного местоположение новых разведочных скважин
- сокращение затрат на эксплуатационное бурение за счёт оптимальной расстановки добывающих скважин
Ключевые слова: геологическая модель, корреляция, блоковая модель, подсчёт запасов, 3-д сейсморазведка, обоснование контактов.
Farnosov А.
postgraduate student 3 course, Faculty of Earth Science Tyumen Industrial University, Russia, Tyumen REFINEMENT OF BLOCK MODELS OF THE GEOLOGICAL STRUCTURE OF PLANE RESERVES TP10-TP15 MALYGIN DEPOSIT IN CONNECTION WITH THE COUNTING OF STOCKS
The purpose of this work is a detailed substantiation of the block structure of deposits based on:
- detailed consideration of the wave pattern along vertical sections of the amplitude cube;
- comparing the position of the tectonic violations used with the tectonic map of Yamal and with the map of the total and effective thicknesses of the upper part of the Tanopchinsk Formation (formations TP15 - TP30);
- consideration of the peculiarities of changing the GVK position in terms of area and section, as a whole, and not for individual layers.
This block model will help to perform the following tasks:
- reduction of geological risks during additional exploration of the field due
to a more reasonable location of new exploration wells
- reducing the cost of production drilling due to the optimal placement of producing wells
Keywords: geological model, correlation, block model, reserves calculation, 3-D seismic prospecting, justification of contacts.
При анализе межфлюдальных контактов в залежах пластов ТП2-ТП15 аптского комплекса (верхняя часть танопчинской свиты) Малыгинского месторождения выявились существенные различия (по данным испытаний скважин) в положении газоводяных контактов (ГВК) на разных участках резервуаров и наличие (по данным 3Д сейсморазведки) тектонических нарушений (ТН) на территории месторождения. В связи с этим возникла необходимость построение блочной модели строения резервуаров.
Прежде чем переходить к рассмотрению вертикальных сечений, остановимся подробнее на том факте, что амплитуда (А) тектонических нарушений в верхней части танопчинской свиты на Малыгинском месторождении лишь в редких случаях и на отдельных локальных участках может превышать 10-15 м. А это приводит к тому, что эти тектонические нарушения не имеют яркого проявления в сейсмических данных и выявление их может носить не столь однозначный характер, как на площадях, где развиты тектонические нарушения с большой амплитудой.
Действительно, волновая картина в зоне одного и того же разлома, доказанного результатами бурения, претерпевает значительные изменения по мере его затухания. Так при амплитуде смещения от 70 до 100 м на линии сместителя отмечаются скачки осей синфазности - вплоть до разрыва, а при амплитуде от 26 до 44 м такие разрывы отсутствуют, но резко меняются углы их наклона. При амплитудах близких к 10 м предполагаемые тектонические нарушения выделяются лишь по флексурным перегибам осей синфазности, фазовым и динамическим несоответствиям по разные стороны сместителя.
Имея в виду эти трудности, временные разрезы выбраны не по регулярной сети трасс и линий, а по тем из них, где проявления малоамплитудных ТН наиболее ярки.
Рассмотрим, например, один из временных разрезов, соответствующий трассе 600 и где находят отражение три тектонических нарушения ТН -1, ТН-8, ТН-4. Здесь видно, что по вертикали, соответствующей линии 1200, отмечается потеря динамической выраженности и незначительный сдвиг осей синфазности. В нижней части временного разреза в интервале от 1800 до 2050 мс, где динамическая картина в значительной степени «смазана», отмечаются флексурные перегибы осей синфазности. Такой характер временного разреза однозначно связан с наличием здесь малоамплитудного нарушения.
Таким же образом характеризуются все тектонические нарушения, принятые в в качестве границ блоков.
Перейдём теперь к обоснованию экранирующих свойств выделенных тектонических нарушений ТН-1 - ТН-9 на основе анализа распределения газа и воды по площади по разрезу месторождения.
Тектонические нарушения ТН-1, ТН-2.
Только два тектонических нарушения ТН-1 и ТН-2 характеризуются как изолирующие, практически, для всех рассматриваемых пластов от ТП14 до ТП2. Поскольку ТН-1 имеет субширотное простирание, ТН-2 -субмеридианальное, то проявляются на разных фрагментах временных разрезов. Следы ТН-1 видны на фрагментах 1 - 8 и 19-23, а ТН-2 - на фрагментах 24-28.
Залежи, расположенные по разные стороны от этих тектонических нарушений, характеризуются, существенно, различными уровнями ГВК.
Действительно, экранирующая роль ТН-1 и ТН-2 на пластах ТП2 и ТП3 следует из того, что в скважинах 21 и 32 пласт ТП2 на отметках а.о. от минус 1928 до минус 1913 м водонасыщен (и это подтверждено испытаниями пласта), а в скважинах 3, 16, расположенных по другую сторону от ТН-1, ТН-2, он продуктивен на этих же отметках (и это тоже доказано испытаниями скв. 16), а по данным ГИС он продуктивен ещё на более низких отметках, так в скважине 3 прогнозируется продуктивность его на а.о. минус 1940 м, что на 30 м ниже воды в скважине 21. В залежах пласта ТП3 рассматриваемые скважины продуктивны и это доказано испытаниями, но по данным ГИС они имеют, существенно, разные ГВК. Так в скважине 21 ГВК вскрыт в монолитном коллекторе (что повышает его достоверность) и расположен на отметке а.о. минус 1986 м, что на 14 м ниже, чем в скважине 9, где ГВК на отметке не ниже минус 1972 м.
В пластах ТП4, ТП5 и ТП6 залежи разделяются по структурному фактору, в связи с чем нет возможности доказать или опровергнуть экранирующие свойства ТН-1 по особенностям положения ГВК в залежах. При этом ТН-1 пересекает одну из залежей пласта ТП5, практически, в купольной части его, отсекая небольшую часть пласта, расположенную в сторону скв. 17 и одну залежь пласта ТП6, - в сторону скв. 16. Мы приняли здесь, что ТН-1 обладает экранирующими свойствами, исходя из того, что это свойство его имеет место для вышележащих (ТП1 -2) и нижележащих (ТП7-14) пластов.
В пластах ТП8 - ТП10 изолирующие свойства ТН-2 ярко подтверждаются тем, что во всех этих пластах скважина 13 продуктивна (и это подтверждено испытаниями), а в скважинах 3, 24, 43 на соответствующих газу скважины 13 отметках (и даже на более высоких) находится вода. Кроме того, как видно из, изолирующие свойства ТН-2 очевидны и по залежам в районе скважин 32 и 26. Здесь в скв. 32 пласт ТП10 газонасыщен (и это подтверждено испытаниями) в интервале от а.о. минус 2205 до 2220 м, а в скважине 16 на этих отметках (и даже на более высоких) находится доказанная испытаниями вода. В пласте ТП100 газ в скважине 32 получен на тех же отметках, что и вода в скважине 16.Кроме того в скв. 26
пласт ТП8 газонасыщен на отметках ниже а.о. минус 2120 м, в то время как в скважине 16 он водонасыщен выше этой отметки на 7 метров.
Экранирующая роль ТН-1 и ТН-2 на пластах ТП12 и ТП13 следует из того, в скважине 24 газ находится на отметках более низких, чем в скважинах 16, 26 и 13, расположенных по другую сторону от ТН-1 и ТН-2 относительно скв. 24. При этом в пласте ТП14 уже в скважине 26 газ находится на отметках более низких (до 20 м), чем вода в скважинах 16, 24.
Таким образом, практически для всех пластов, исключением ТП4, ТП5 и ТП6, испытаниями скважин подтверждена изолирующая роль тектонических нарушений ТН-1 и ТН-2. В пластах же ТП4, ТП5 и ТП6 в близи от ТН-1 и ТН-2 залежи газа либо отсутствуют, либо имеют незначительные по латерали размеры и поэтому вскрыты малым количеством скважин, на основе которых невозможно ни доказать, ни опровергнуть флюидоупорные свойства этих тектонических нарушений.
В предыдущем разделе было показано, что выделяемые по данным 3Д сейсморазведки тектонические нарушения могут иметь изолирующие свойства как для широкого диапазона пластов (от ТП14 до ТП2), так и для более узких интервалов разреза (3- 4 пласта). Комплексный анализ материалов 3Д сейсморазведки и результатов бурения на рассматриваемой совокупности пластов, показал , что такие изолирующие свойства тектонических нарушений могут проявляться и для отдельных пластов. На Малыгинском месторождении такими свойствами обладают тектонические нарушения ТН-5 - ТН-9. Рассмотрим два из них, а именно, ТН-8 и ТН-9.
Тектонические нарушения ТН-8 и ТН-9.
Тектонические нарушения ТН-8 и 9 характеризуются как изолирующие, только для одного пласта ТП15. Поскольку они имеют субширотное простирание, то и проявляются на временных разрезах субмеридианального простирания. Залежь пласта ТП15 расположена к северу от ТН-8, 9 и охватывает еще и ТН-2, ТН-4 и ТН-6. При этом резкое противоречие по характеру насыщенности отмечается только для скважин, находящихся по разные стороны от ТН-9. Так в скважинах 9 и 32 пласт водонасыщен на отметках, соответствующих газонасыщенным коллекторам скважин 13, 16, 24, 26. Другими словами, можно с уверенностью утверждать, что ТН-8 и ТН-9 обладают изолирующими свойствами на ТП15.
С другой стороны все скважины, находящиеся в контуре залежи, имеют один и тот же уровень ГВК, хотя находятся по разные стороны других тектонических нарушений. Из этого можно сделать вывод, что ТН-2, ТН-4 и ТН-6 не имеют изолирующих свойств на пласте ТП15.
Аналогичные выводы были получены и для других тектонических нарушений, имеющих изолирующие свойства только на каком-либо одном пласте.
При сравнении площадей залежей в блочном варианте их строения с площадями, числящимися на Государственном балансе, было установлено, для одних подсчётных объектов новые оценки ниже (например, для пластов
ТП11, ТП14) предыдущих, для других - они, существенно, выше (например, для пластов ТП5, ТП7 и ТП100), а для некоторых - практически не различаются (пласты ТП4, ТП8).Из этого следует, что использование новой (блочной) модели строения танопчинского резервуара обеспечит сокращение геологических рисков при доразведке месторождения за счёт более обоснованного местоположение новых разведочных скважин. Кроме того, такая модель обеспечит сокращение затрат на эксплуатационное бурение за счёт оптимальной расстановки добывающих скважин
Использованные источники:
1. Астафьев Д.А.,Скоробогатов В.А Тектонический контроль газонефтеносности полуострова Ямал / // Геология нефти и газа. - 2006. - №
2. - С. 20-29.»
2. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 352
с.].
УДК 658.012.
Федоров В. Е., к. э. н.
доцент кафедра А ТПиП Глушков Г.Е. ст. преподаватель кафедра А ТПиП ГОУПГУ им. Т.Г. Шевченко филиал в г. Рыбница Приднестровье, г. Рыбница КОНВЕЙЕРЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА В статье рассмотрены конвейеры промышленного производства и основной классификационный признак конвейеров.
Ключевые слова: Промышленные конвейеры, грузонесущий орган, транспортеры.
Fedorov V.E. Glushkov G.E. CONVEYORS OF INDUSTRIAL PRODUCTION
The article discusses industrial production conveyors and the main classification feature of conveyors.
Key words: Industrial conveyors, carrying body, conveyors.
Наиболее распространенными транспортными системами являются конвейеры, что вызвано простотой их исполнения и управления.
Основной классификационный признак конвейеров - тип тягового и грузонесущего органа. Различают конвейеры с ленточным, цепным, канатным тяговыми органами и конвейеры без тягового органа
