Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет21/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   17   18   19   20   21   22   23   24   ...   81

 

 

118 


Әдебиет 

 

1.Ә.Б. Байбатша. Геоморфология және антропоген геологиясы. Алматы 2000 

2.Ә.Б.  Байбатша.  Б.Ж.  Әубекеров.  Қазақстанның  төрттік  геологиясы.  2003  .  Алматы  Ғылым 

баспасы. 

3.Канатов  Ж.,  Муханов  Т.,  Кокетаев  А.,  Работа  предприятий  горно-металлургического 

комплекса. // Промышленность Казахстана. 2001. №3 (6) 

4.Производство меди. Промышленность Казахстана.2002г.№3  

5.Гатов Т.А. Рациональное использование месторождений цветных металлов. Москва. 1980. 

6.Есенов.Ш., Кунаев Д., Мухамеджанов С., «Недра Казахстана». Алматы 1968 г 

7.Каргажанов З.К. и др. Комплексная экономическая оценка минеральных ресурсов. Алматы, 1990. 

8.Ә.Бейсенова,  А.  Самақова,  Т.Есполов,  Ж.  Шілдебаев.  «Экология  және  табиғатты  тиімді 

пайдалану». Алматы , 2004 ж 

9.Фурсов В.И. Экологические проблемы окружающей среды. Алматы, 1991 г. 

10. Тлеубергенов С.Т.  Полигоны Казахстана. Алматы.«Ғылым»  1997.-745. 

 

 

СПЕЦИФИКА ПРИМЕНЕНИЯ ГИС-МЕТОДОВ И ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ 



КОНТРОЛЯ СООРУЖЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ МНОГОФАЗНОМ ОСВОЕНИИ 

УРАНОНОСНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ШУ-САРЫСУСКОЙ ДЕПРЕССИИ 

 

Сыргабаев Н. 

 КазНТУ имени К.И.Сатпаева, г. Алматы,  Республика Казахстан 

 

Последовательность фаз (этапов) применения геофизических исследований скважин (ГИС) и их 

количество  отражают порядок и разновидности геолого-технологических мероприятий, проводимых 

с целью освоения пластово-инфильтрационных месторождений урана. Выбор комплекса, количества 

модификаций в них зависят от конкретных геолого-технологических задач на каждой фазе. При этом 

одна  и  та  же  модификация  и  (или)  комплекс  каротажа  может  применяться  на  разных  фазах  и 

соответственно  решить  разные  задачи.  В  реальных  производственных  условиях  при  освоении 

пластово-инфильтрационных  месторождений  урана  Кызылкумской  и  Шу-Сарысуской  депрессий, 

отрабатываемых  способом  подземного  выщелачивания,  в  подавляющем  большинстве  случаев, 

применение ГИС-метод состоит из 6 фаз.     

Отдельные  модификации  и  стандартный  комплекс  каротажа  первой  фазы  проводятся  в  конце  

бурения пилотной  скважины. К ним относятся кавернометрия (КВ), инклинометрия (ИН), комплекс 

каротажа кажущихся сопротивлений (КС), потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и гамма 

каротажа  (ГК).  Вместе  с  перечисленными  модификациями  каротажа  допускается  применение 

каротажа методом мгновенных нейтронов  деления (КНД-м) с целью  определения содержания урана 

по стволам скважин, результаты которого в дальнейшем используются для подсчета запасов урана по 

блокам и месторождению в целом. КНД-м является прямым методом определения содержания урана 

по стволам скважин. 

Гамма  каротаж  основан  на  регистрации  гамма-излучения  естественных  радиоактивных 

элементов,  содержащихся  в  горных  породах,  пересеченных  скважиной.  Измеряемой  величиной 

является  скорость  счета  гамма-квантов  в  импульсах  в  минуту  (имп/м),    основной  расчетной 

величиной – мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (мкР/ч). При проведении гамма 

каротажа  на  урановых  месторождениях  используются  скважинные  приборы  с  кристаллическими 

детекторами  (NaJ(Tl))  размерами  30х70,  18х40,  окруженные  свинцовыми  экранами  0,9-1,1  мм  и  1,3-

1,5  мм  соответственно.  Измерительные  работы  ГК  в  комплексе  с  КС,  ПС  ведутся  при  подъеме 

скважинного  прибора  (СП).  Данные  ГК  дает  возможность  с  высокой  степенью  точности  и 

достоверности определять мощность, концентрацию и стволовые запасы урана   в скважинах. 

Электрический каротаж (ЭК) основан на регистрации параметров естественного или искусственного 

электрических  полей.  Электрический  каротаж,  основанный  на  регистрации  параметров  искусственно 

создаваемого  электрического  поля,  проводит  методом  кажущегося  сопротивления.  Измеряемой 

величиной  является  кажущееся  удельное  электрическое  сопротивление  (

Ê

)  среды,  измеряемое  в  ом-

метрах  (Ом·м).  Метод  КС,  один  из  основных  методов  скважинных  геофизических  исследований, 

применяется  для  геологической  документации  скважин,  выделения  пластов  разного  литологического 

состава,  определения  их  глубины  залегания  и  мощности,  оценки  пористости  и  коллекторских  свойств 


 

119 


пород,  слагающих  рудовмещающий  горизонт.  Электрический  каротаж,  основанный  на  регистрации 

параметров  естественного  электрического  поля,  представляет  собой  каротаж  самопроизвольной 

поляризации. Измеряемой величиной является разность электрического потенциала ПС 

ÏÑ

U

, единицей 

измерения – милливольт (мВ). 

Электрокаротаж  в  открытом  стволе  при  работах  по  отработке  месторождений  урана  являются 

одними  из  основных  для  получения  информации  о  литолого-стратиграфическом  и  фациально-

литологическом  строении  разреза  скважин.  Кроме  того,  используются  для  оценки  фильтрационных 

свойств пород, слагающих рудовмещающий горизонт.  

Кавернометрия – метод ГИС, позволяющий определять  среднее  значение  диаметра скважины и 

его  изменения  по  стволу  скважины.  КВ  проводится  с  целью  определения  среднего  диаметра 

скважины  в  пределах  рудного  горизонта  для  введения  поправки  на  поглощение  гамма-излучения 

промывочной  жидкостью  при  интерпретации  результатов  гамма-каротажа.  Она  служит  для 

уточнения  геологи-ческого  разреза,  изучения  технического  состояния  скважин.  Измеряемой  величиной 

является диаметр скважины  в миллиметрах (мм). 

Инклинометрия  –  это  измерения  зенитного  угла  и  азимута  скважины  в  зависимости  от  её 

глубины,  с  целью  определения  траектории  ствола  скважины.  ИН  проводится  в  процессе  проходки 

технологических  скважин  с  целью  контроля  азимутальных  и  угловых  отклонений  стволов 

сооружаемых скважин. Данные необходимы для определения истинного положения забоя скважины 

и  контроля  за  соблюдением  требований  к  вертикальности  скважин.  Единица  измерения  –  градус. 

Измерения  выполняются  магнитными  инклинометрами,    как  и  в  КВ,  при  подъеме  скважинного 

прибора.. 



Вторая фаза применения ГИС-методов ограничивается проведением КВ. Она проводится после 

разбурки  и  расширения  пилотной  скважины  с  целью  расчета  необходимого  количества  цемента  и 

определения  объема  зоны  гравийной  обсыпки  фильтров.  Данное  технологическое  мероприятие 

необходимо  для  подготовки  к  эксплуатации,  и  в  дальнейшем,  эксплуатации  пластово-инфильтра-

ционных месторождений урана. 

ГИС-методы  третей  фазы  –  КС,  ПС,  токовый  каротаж  (ТК),  ЭК  –  применяются  в  процессе 

посадки  обсадной  колонны.  КС, ПС выполняются в обсадке, ТК, ЭК – сразу после обсадки с целью 

определения  целостности  обсадной  колонны  полиэтиленовых  труб,  резьбовых  соединений  и 

правильности установки фильтров. 

При  обнаружении  нарушения  целостности  труб  по  записи  КС,  проводят  повторно  ТК. 

Единицами измерения параметров являются: по ТК – миллиАмпер (мА), по КС – Ом·м, по ПС – мВ. 

Измерительные работы ТК выполняются при подъеме скважинного прибора.    

 

Цементное  кольцо  и  второй  этап  цементации  всего  ствола  затрубного  пространства  изучаются 



четвертой  фазой,  где  предусматривается  применение  ТК,  термометрии  (ТМ).  ТК  проводится  для 

определения целостности обсадных труб. 

Термометрия  выполняется  во  всех  сооружаемых  скважинах,  где  проводится  гидроизоляция 

затрубного  пространства  цементированием.  Метод  определяет  как  местоположение  цементного 

кольца, так и качество цементации Результаты термометрии также являются исходными данными для 

решения  некоторых  вопросов  контроля  за  ходом  процесса  подземного  сернокислотного 

выщелачивания. 

Токовый  каротаж  проводят  в  обязательном  порядке  после  цементации  и  термометрии  для 

определения  целостности  обсадной  колонны.  Единицей  измерения  ТМ  является  –  градус  Цельсия 

(°C). Измерительные работы ТМ ведутся при опускании прибора в скважину. 

Процесс  освоения  технологических  и  наблюдательных  скважин  сопровождается  пятой  фазой 

применения  ГИС-методов.  После  сооружения  и  обсадки  скважин  проводится  комплекс 

геофизических исследований – ТК, индукционный каротаж (ИК), КС, ПС.  

КС,  ПС  и  ТК    выполняются  дважды:  сразу  после  обсадки,  с  целью  определения  целостности 

обсадной колонны полиэтиленовых труб, резьбовых соединений и правильности установки фильтров, 

и после освоения скважины – для определения чистоты фильтров и повторной проверки целостности 

обсадной  колонны.  Метод  обладает  очень  высокой  чувствительностью,  так  как  очень  четко 

выраженными  аномалиями  отмечаются  как  места  нарушения  электроизоляции,  так  и  места 

нарушения гидроизоляции.            

Индукционный  каротаж  проводится  в  целях  определения  электропроводимости  пород  перед 

закислением в миллиСименсах (мСм). Результаты индукционного каротажа являются исходными для 

последующей  интерпретации  на  стадии  закисления  и  эксплуатации.  Измерительные  работы  ТК 

выполняются при подъеме скважинного прибора.      


 

120 


ГИС-иетоды  шестой  фазы  проводятся  в  процессе  эксплуатации  участка  и    они  решают 

технологические  и  технические  задачи:  систематически  контролируется  техническое  состояние 

скважин,  определяется  распространение  технологических  растворов  по  площади  участка  и  их 

проникновение  за  границы  водоупоров,  отслеживается  ход  процесса  выщелачивания.  При  этом  в 

комплекс  геофизических  исследований  скважин  входят:  токовый  каротаж,  индукционный  каротаж, 

гамма-каротаж, каротаж КС, ПС, расходометрия. 

КС, ПС проводится в технологических скважинах, обсаженных полиэтиленовыми трубами, для опре-

деления  целостности  обсадной  колонны  и  степени  запесоченности  фильтровой  зоны.    При  обнаружении 

нарушения целостности труб по записи КС, проводят повторно ТК. 

Индукционный  каротаж  проводится  для  контроля  растекания  технологических  растворов  по 

площади  участка  и  за  проникновением  раствора  за  пределы  водоупорного  горизонта.  Сравнение 

графиков  индукционного  каротажа,  полученных  до  и  после  закисления,  позволяет  определить  зоны 

распространения закачных растворов. 

В  случае  выявления  нарушения  целостности  обсадной  колонны  закачных  технологических 

скважин  по  результатам  электро-каротажа,    в  них  проводится  гамма-каротаж.  Появление 

техноло-гических  растворов  в  затрубном  пространстве,  как  правило,  сопровождается  гамма-

аномалиями. 

В  редких  случаях  на  технологических  скважинах  проводится  расходометрия  для  определения 

состояния  прифильтровой  и  фильтровой  зоны,  работоспособности  фильтров,  определения  профиля 

приемистости  фильтров.  Измерительные  работы  по  расходометрии  выполняются  при  подъеме  СП. 

Показания прибора в диаграммах имеют единицу измерения импульсы в минуту (имп/мин). 

 

 

Литература 

 

1.  М.И.Плюснин,  В.Н.Орлов.  «Разработка  и  внедрение  комплекса  геофизических  методов  и 

интерпретации  результатов  для  месторождений  Кызыл-Кумской  и  Чу-Сарысуйской  депрессий, 

отрабатываемых способом подземного выщелачивания». Москва, МГРИ, 1981 г.  

2. Методические рекомендации по комплексу геофизических методов исследования скважин при 

подземном выщелачивании урана. ЗАО НАК «Казатомпром», Алматы, 2003 г.  

3.«Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах при подготовке 

к  эксплуатации  и  эксплуатации  пластово-инфильтрационных  месторождений  урана».  Часть  1  г.Алматы, 

НАК «Казатомпром», 2005 г. 

 

 



ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИС ПРИ ИЗУЧЕНИИ 

ТЕРРИГЕННЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В КАЗАХСТАНЕ 

 

Тастамбекова Г.К. 



КазНТУ имени К.И. Сатпаева, Алматы, Республика Казахстан 

 

Актуальность  выполненных  исследований  определяется  их  направленностью  на  повышение 



точности  оценок  извлекаемых  запасов  нефти  за  счет  использования  результатов  комплексного 

анализа  данных  геофизических  исследований  скважин  (ГИС)  и  лабораторных  исследований  керна, 

позволяющих  промоделировать  пространственные  закономерности  изменения  петрофизических  и 

фильтрационно-емкостных  свойств  (ФЭС),  что  в  свою  очередь  в  значительной  мере  обусловливает 

полноту нефтеизвлечения. 

Решения  этих  задач  были  рассмотрены  на  примере  Узеньской  группы  месторождений  (Восточный 

Узень,  Узень  и  Карамандыбас),  продуктивные  горизонты  которых  представлены  юрскими  терригенно-

осадочными  коллекторами.  Юрский  продуктивный  комплекс  на  месторождении  Узень  представляет 

собой  мощную  толщу  неравномерного  чередования  песчано-алевритовых  и  глинистых  прослоев  при 

подчиненном  значении  глинисто-карбонатных  и  карбонатных  пород;  присутствуют  маломощные 

линзовидные  прослои  углей,  обугленный  растительный  детрит,  включения  сидерита  и  пирита.  Общая 

мощность  продуктивного  разреза  составляет  300-400м.  В  литологическом  отношении  эта  толща  имеет 

много  сходных  черт  с  ранее  изученными  юрскими  продуктивными  горизонтами  месторождения 

Карамандыбас. В верхней части разреза встречаются прослойки известняков и мергелей, в  низах средней 

юры и в нижней юре – гравелиты и крупнозернистые песчаники. Коллекторы, содержащие нефть и газ на 


 

121 


месторождении Узень, представлены полимиктовыми песчаниками, преимущественно, мелкозернистыми 

и алевролитами со сложным минеральным составом скелетной фракции и глинистым цементом[1].  

Выделение  коллекторов  в  юрских  отложениях  производилось  по  комплексу  геофизических 

методов  по  прямым  качественным  и  косвенным  количественным  признакам,  обычных  для 

терригенного разреза [2]: 

-отрицательная аномалия ПС; 

-уменьшение  диаметра  скважины  относительно  номинального  за  счет  образования  глинистой 

корки при фильтрации промывочной жидкости в пласт; 

-наличие радиального градиента электрического сопротивления по данным электрических методов 

с различным радиусом исследования (МБК, БК); 

-уменьшение естественной радиоактивности относительно вмещающих пород. 

Аргиллиты и глины выделялись по максимальным показаниям методов СП и ГК,  минимальным 

показаниям  микрозондов,  бокового  и  нейтронного  методов,  увеличению  диаметра  скважины  на 

кавернограммах. Плотные прослои выделялись по максимальным показаниям микрозондов, БК, НГК 

и  минимальным  на  ГК.  Угли  характеризуются  минимальными  значениями  НГК  и  ГК  и  высокими 

показаниями  на  БК.  Из  дополнительных  методов  применялись  запись  импульсным  генератором 

нейтронов (ИГН), акустический и широкополосный каротаж (АКШ) и ядерно-магнитный каротаж (ЯМК).  

Для  создания  петрофизического  обеспечения  методики  интерпретации  данных  ГИС  в 

продуктивных пластах месторождения Узень были использованы результаты исследований керна по 

19  скважинам.  Стандартный  анализ  керна  был  выполнен  по  оценочной  скважине  на  265  образцах 

керна.  Определение  основных  фильтрационно-емкостных  параметров  проводилось  на  стандартной 

аппаратуре,  по  типовой  методике  и  подробно  описано  в  соответствующей  литературе  [3].  После 

обобщения  всей  имеющейся  информации  была  дана  физико-литологическая  характеристика 

продуктивных  пластов,  построены  диаграммы  распределения  петрофизических  параметров, 

основные петрофизические зависи-мости, оценены диапазоны изменения свойств коллекторов (рис.1-

2, табл.1), проведен анализ гранулометрического состава пород.  



 

Таблица 1 

Результаты статистической обработки анализов керна продуктивных пластов  

месторождения Узень (по данным из отчета ОАО «Узеньмунайгаз, 2004 г.) 



 

 

 

 

122 


13

0

1



2

3

4



5

6

7



8

0

2



4

6

8 10 12 1 4 16 18 2 0 22 24 26 28 3 0 32 34



Кп.откр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

14

0

5



10

15

20



25

30

35



40

45

50



0

2

4



6

8 1 0 12 14 1 6 18 20 2 2 24 26 2 8 30 32 3 4



Кп.откр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

15

0

2



4

6

8



10

12

14



16

18

20



0

2

4



6

8

10 12 1 4 16 18 20 22 2 4 26 28 30 32 3 4



Кп.откр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

16

0

5



10

15

20



25

30

0



2

4

6



8 1 0 12 14 1 6 18 20 2 2 24 26 2 8 30 32 3 4

Кп.откр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

17

0

5



10

15

20



25

0

2



4

6 8 10 1 2 14 1 6 18 2 0 22 24 26 28 30 32 34 36 3 8



Кп.откр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

18 - 25

0

1



2

3

4



5

6

7



0

2

4



6

8 10 12 14 16 18 20 2 2 24 26 2 8 30 32 3 4



Кп.откр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

X III


X IV

X V


XV I

X V II


X VIII-XX V

XVIII

0

200



400

600


800

1000


1200

0,08 0,1 0, 12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 0,24 0,26 0, 28



Кп

Hэф

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

XIII

0

1000



2000

3000


4000

5000


6000

0,1 0,12 0,14 0,16 0,18

0,2

0,22 0,24 0,26 0,28



Кп

Нэф

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

XIV

0

500



1000

1500


2000

2500


3000

3500


0,1

0,12 0,14 0,16 0,18

0,2

0,22 0,24 0,26 0,28



Кп

Нэф

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

XV

0

200



400

600


800

1000


1200

1400


1600

1800


0,1 0,12 0,14 0,16 0,18

0,2 0,22 0,24 0,26 0,28



Кп

Нэф

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

XVI

0

500



1000

1500


2000

2500


3000

0,1


0,12

0,14 0,16 0,18

0, 2

0,22


0, 24 0,26 0, 28

Кп

Нэф

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

XVII

0

500



1000

1500


2000

2500


3000

3500


4000

0,1 0,12 0,14 0,16 0, 18 0,2

0,22 0,24 0,26 0,28

Кп

Нэф

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

 

а)                                                                                 б) 

 

Рис. 1. Распределение коэффициента пористости Кп по результатам анализов  



керна (а) и данным ГИС (б) продуктивных пластов месторождения Узень 

 

Корреляционный  анализ  связей  «керн-ГИС»  проводился  с  целью  установления  аналитических 



формул 

для 


определения 

различных 

фильтрационно-емкостных 

параметров 

коллекторов 

непосредственно  по  данным  ГИС.  Общим  требованием  регламентных  документов  остается 

обязательным пункт, связанный с прямым анализом соотношений показаний ГИС и определений по 

керну (обязательные петрофизические связи) с получением следующих основных параметров [4]: 

1. Коэффициент пористости 

- интервальное время пробега упругих волн 

- объемная плотность 

- удельное электрическое сопротивление 

- диффузионно-адсорбционный потенциал 

2. Глинистость  

- относительная амплитуда поля ПС 

- относительные показания радиоактивности ГК 

3. Проницаемость 

- общая (открытая) пористость 

 

0

1



2

3

4



5

6

7



8

0,01


0,1

1

5



10

100


500 1000 5000 10000 20000


1   ...   17   18   19   20   21   22   23   24   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал