Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин для определения эффективности толщины коллектора, открытой пористости на месторождении

Границы зоны отсутствия коллекторов приняты условно на середине расстояния между Таблица 4.

1. Исходные данные к оценке нижнепермской и среднекаменноугольной прогнозных залежей на Морошкинской структуре.

Ожидаемая залежь нефти на Морошкинской площади массивного типа. Флюидоупором для залежи служат глинистые отложения елецкого горизонта верхнего девона. Коллекторы представлены известняками, охарактеризованные керном скв. № 31 (инт. 3600,6−3605,6 м, долбление 9.), как известняки коричневые, до темно-коричневых, тонкозернистые с неравномерной пятнистой пигментацией нефтью. Уровень подсчетаресурсов принят по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв.

№ 31-Морошкинская. Эффективные нефтенасыщенные мощности, выделенные по результатам переинтерпретации материалов ГИС в скважине № 31, составили 4,6 м (выделено 5 нефтенасыщенных пропластков). Величина открытой пористостирассчитана как средневзвешенная величина по скв.

№ 31 и принята равной 6,2%.В качестве месторождения-аналога принимаются одновозрастные залежи Баяндысского нефтяного месторождения. Суммарные прогнозные ресурсы категории С3 по карбонатной части разреза Морошкинской структуры составили 3,125 — 1,309 млн т (геологические — извлекаемые).На Северо-Командиршорской структуре проведена оценка запасов нефти и растворенного газа по залежи в известняках франского яруса верхнего девонав районе скважины № 2.Предполагаемая залежь нефти массивного типа. Флюидоупором для залежи служат вышележащие глинистые и глинисто-карбонатные верхнедевонские отложения. Коллекторы представлены известняками. Структурной основой для оценки прогнозных ресурсов принята построения по кровле сирачойского горизонта франского яруса верхнего девон, которой соответствует отражающий горизонт IIIsrc (рис. 4.4) (с/п (Шевчик Е.Н., 2003)[19]. Уровень подсчета запасов принят по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка на абсолютной отметке — 4078,4 м.

Согласно результатам переинтерпретации материалов ГИС в скважине № 2-Северо-Командиршорская, эффективная нефтенасыщенная мощностьсоставила 37 метра, значение коэффициента открытой пористости приняторавным 7%;коэффициент нефтенасыщенности 0,57. Плотность нефти, пересчетный коэффициент и коэффициент извлечения нефтиприняты по аналогии с одновозрастной залежью Северо-Командиршорского нефтяного месторождения. Прогнозные ресурсы нефтифранской залежи на куполе Северо-Командиршорской структуры в районе скважины № 2 оценены в количестве 0,636 — 0,235 млн. т (геологические — извлекаемые) (рис. 4.4).На Северо-Чернореченской площади оценены 2 прогнозные залежи нефти: в карбонатных отложениях визейского яруса нижнего карбона (окский надгоризонт) и в карбонатных отложениях нижнего силура. Морфология предполагаемой окской залежи определена согласно структурным построениям по ОГ I-II (Кунько, 2002). Скважина № 1-Северо-Чернореченская находится в контуре структуры.

Залежь пластового типа. Покрышкой для залежи могут служить ангидриты и сульфатизированные плотные карбонаты серпуховского яруса. В качестве коллектора выступают известняки мелководного шельфа. Уровень подсчета ресурсов принят по подошве нефтенасыщенного пропластка окского возраста. Эффективная нефтенасыщенная мощность, коэффициент открытой пористости и коэффициент нефтенасыщенностиприняты по результатам переинтерпретации материалов ГИС. Плотность нефти, пересчетный коэффициент, коэффициент извлечения нефти, а также газосодержание в нефти приняты по аналогии с Северо-Мукеркамылькского месторождением. Прогнозные ресурсы окской залежи составили 2,893 — 1,157 млн. т. (геологические — извлекаемые) (рис. 4.5).Для подсчета прогнозных ресурсов возможной залежи нефти в силурийском интервале за основу принята структурная карта по ОГ III-IV (Кунько, 2002)[14].

Скважина № 1 так же находится в контуре структуры (рис. 4.5).Залежь нефти на Северо-Чернореченской структуре пластового типа, экранированная достаточно мощной толщей плотных карбонатов и глинистых карбонатов седьёльского горизонта нижнего силура. Так же, как и для окской залежи, эффективная нефтенасыщенная мощность величина открытой пористости и коэффициент нефтенасыщенности приня ты по результатам переинтерпретации ГИС № 1-Северо-Чернореченская.Рис. 4.4 Оценка прогнозных залежей в верхнедевонских карбонатных отложениях Северо-Командиршорской структуры (район скв № 2) Рис. 4.5 Оценка прогнозных залежей в каменноугольных и силурийских карбонатных отложениях Северо-Чернореченской структуры.

В качестве месторождения-аналога для выбора значений плотности нефти, пересчетного коэффициента, коэффициента извлечения нефти и газосодержания в нефти принята одновозрастная залежь нефтяного месторождения им. Р. Требса [2]. Прогнозные ресурсы нефти силурийской хзалежи, ожидаемой на глубинах около 4450−4500 м, оценены в количестве 2,118 — 0,953 млн. т. (геологические — извлекаемые) На Хорейверской структуре так же оценены 2 вероятные залежи: одна карбонатных отложениях нижнего карбона, другая — нижнего силура. Для обоих предполагается наличие покрышек с достаточными флюидоупорными свойствами: для первой — ангидритовые толщи серпуховского яруса, для второго — одновозрастные перекрывающие плотные глинистые известняки. Для подсчета прогнозных ресурсов первойпрогнозной залежи за основу принята структурная карта по ОГ Iа (Шевчик, 2004) [18, 19], второй структурная карта по ОГ III-IV (Шевчик, 2004) (рис. 4.6). Уровни подсчета запасов приняты по подошве нефтнасыщенного пропластка соответствующего возраста. Эффективная нефтенасыщенная мощность, величина открытой пористости и коэффициент нефтенасыщенности определены в результате преинтерпретации ГИС № 1-Хорейверская.

Для выбора значений плотности нефти, пересчетного коэффициента, коэффициента извлечения нефти и газосодержания в нефти в качестве месторождения аналога для каменноугольной залежи выбрана одновозрастная Рис. 4.5 Оценка прогнозных залежей в каменноугольных и силурийских карбонатных отложениях Хорейверской структурызалежь Северо-Мукеркамылькского месторождения, для силурийской прогнозной залежи — Восточно-Хаяхинского месторождения [2]. Прогнозные ресурсы нефти возможно «пропущенной» залежи каменноугольного возраста На Хорейверской структуре составили 3,798 -1,519 млн. т; для силурийской ожидаемой залежи — 0,175 — 0,057 млн. т (геологические — извлекаемые).Подводя итог оценке структур, рассмотренных в данной работе можно подчеркнуть следующее:

Западно-Хыльчуюская и Северо-Командиршорская (район скв.№ 2) структуры отличаются низкими прогнозными ресурсами, поэтому мало привлекательны для промышленного освоения;

Суммарные прогнозные ресурсы 3 «пропущенных» залежей Морошкинской структуры составляют около 1,3 млн. т нефти (извлекаемых), но большая часть этих ресурсов (до 0,6 млн. т) приурочена к глубинам более 3600 мНаиболее привлекательными представляются Северо-Чернореченская и Хорейверская структура, в которых большая часть оцененных прогнозных ресурсов (1,2 — 1,5 млн.

т извлекаемых) приурочена к нижнекаменноугольным (визейско-серпуховским) отложениям, залегающим на глубинах 2,5−3,2 км. Однако необходимо учесть, что покрышкой для этих залежей служит сульфатная толща серпухова, подверженная трещиноватости, за счет чего её флюидоупорные свойства снижаются. 5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ (ГИС)5.

1.Основные требования к подготовке скважин для проведения ГИСГИС разрешается выполнять только в специальноподготовленных скважинах. Подготовка должна обеспечиватьбезопасную эксплуатацию геофизической аппаратуры иоборудования, беспрепятственный спуск скважинного геофизического прибора (СГП) в течение времени, необходимого для выполнения всего комплекса ГИС. Подготовленность скважины подтверждается специально установленным актом. Площадка для размещения геофизического оборудованиядолжна: [21]обеспечивать установку единиц оборудования с ширинойпрохода между ними не менее 3 м, но быть не менее 10 м;обеспечивать возможность установки подъемника вгоризонтальном положении и видимость с места машинистамостков и устья скважины;

иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственнуюэвакуацию подъемников и лабораторий в аварийных ситуацияхсвоим ходом или буксировкой;

исключать скопление отработанных газов от двигателя приводалебедки и бензоэлектрического агрегата;

обеспечить освещенность в темное время суток не менее, лк: места установки блок-баланса, розеток, рубильника, подсоединения заземляющих проводников, прохождения кабеля — 50 от ламп накаливания и 75 от люминесцентных ламп;

места установки подвесного блока, зоны переноски СГП, переходов персонала, трассы силовых и соединительных проводов — 20 от ламп накаливания и 30 от люминесцентных ламп. В случае проведения работ на искусственных сооружениях:

эстакадах, МБУ — геофизическое оборудование размещаетсясогласно схем, согласованных буровым и геофизическимпредприятиями. При этом:[21]в случае контейнерного способа размещения оборудования площадь рабочего места должна быть не менее 10 — 20 м;в случае каютного способа размещения — 10 — 14 м;вблизи рабочих мест должны быть выделены каюты или другиепомещения для ремонтной мастерской и хранения радиоактивных веществ (РВ);постаменты под подъемники должны иметь Паспорта и Инструкции по эксплуатации. Для подключения геофизического оборудования иаппаратуры к силовой сети буровой у края площадки дляразмещения геофизического оборудования, но не далее 40 м отнее, должен быть установлен щит с отключающим устройством иунифицированной четырехполюсной розеткой на напряжение 380 В и трехполюсной на 220 В с заземляющими контактами. Для подключения заземляющих проводников к контурузаземления буровой должны быть обозначены специальные места. Подсоединение должно выполняться болтами или струбцинами. Буровое оборудование должно быть исправно дляобеспечения возможности его использования при проведениигеофизических работ. Во время выполнения ГИС на буровойдолжна находиться вахта буровой бригады. К устью бурящейся скважины должна быть подведенатехническая вода, а при работе в условиях отрицательныхтемператур и при бурении с применением раствора на нефтянойоснове — дополнительно горячая вода или пар. Подготовка скважины должна включать:[21]проработку ствола на всем незакрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резки переходов диаметра, мест сужения и пробок;

обеспечение однородности промывочной жидкости по всему интервалу исследований;

приведение параметров промывочной жидкости в соответствие с требованиями геолого-технического наряда, при этом вязкость промывочной жидкости должна быть не более 90 с, содержание твердых частиц не более 5%, скважина не должна газировать, переливать или поглощать с понижением уровня более 15 м/ч.В случае невозможности подготовить скважину всоответствии с требованиями настоящей Инструкции, ГИСвыполняют по проектам, совместно разрабатываемымгеофизическим предприятием и Заказчиком. Если при этом возникает необходимость соблюдения требований, регламентация которых в действующих нормативных документов (НД) и правилахотсутствует, то руководство предприятий должно принять меры побезусловному обеспечению безопасности работ.

5.2. Порядок проведения работ при ГИСВыполнение ГИС осуществляется на основе договора междупредприятием — владельцем скважины (в дальнейшем — заказчик) игеофизическим предприятием. В договоре, кроме финансовых, организационных и правовыхвопросов, в обязательном порядке регламентируются следующиевопросы взаимоотношений сторон:[22]комплекс общих исследований по всему открытому стволускважины;

комплекс детальных исследований по стратиграфическимгоризонтам с флюидосодержащими пластами;

сроки проведения ГИС после вскрытияфлюидосодержащих пластов;

порядок выполнения работ при вскрытии пластов наравновесии;

ответственность сторон за: качество информации;

повреждение оборудования сторон;

обеспечение персонала геофизического предприятия жильем, питанием, медицинским обслуживанием на время пребывания на территории заказчика;

обеспечение безопасности персонала сторон. ГИС в каждом конкретном случае проводятся по заявкамзаказчиков партиями, отрядами или другими подразделениямигеофизического предприятия (в дальнейшем — партии).В заявке на проведение ГИС в обязательном порядкедолжны содержаться следующие сведения:

наименование месторождения, разведочной площади, участка;

номер скважины;

тип скважины: вертикальная, наклонно-направленная, горизонтальная и сведения о конструкции;

максимальный зенитный угол;

интервал исследований;

предельные значения температуры и гидростатического давления;

заявляемый комплекс;

тип и состав ПЖ;содержание нефти в ПЖ на водной основе;

возможность разгазирования ПЖ агрессивными газами;

время начала работ;

маршрут движения к скважине. К проведению измерений в скважине допускаетсяаппаратура, прошедшая метрологическую поверку и калибровку. Работы по поверке и калибровке должны выполняться всоответствии с требованиями НД по типам аппаратуры ирегламентироваться Инструкцией предприятия. СГП и кабель для исследования скважин, предельныезначения температуры и гидростатического давления в которыхпревышают 180 град. С и 100 МПа соответственно должныопробоваться на стенде по программам, обеспечивающимоднозначные выводы об их безопасной эксплуатации в этихусловиях. Подготовка на базе к выполнению ГИС включает:[22]получение наряда на выполнение ГИС;ознакомление с геологическими или геофизическими материалами по исследуемой или близлежащей скважине;

проверку подъемника, лаборатории, аппаратуры, инструмента, приспособлений на соответствие условиям работ;

заделку кабельного наконечника;

разметку кабеля. На буровой геофизическая партия:

проверяет готовность скважины к проведению ГИС;на рабочей площадке размещают аппаратуру и оборудование с таким расчетом, чтобы была обеспечена хорошая видимость между подъемником, лабораторией и устьем скважины. При невозможности выполнения этих требований рекомендуется применять установки прикладного телевидения, в первую очередь, для наблюдения за устьем скважины;

подъемник устанавливают на расстоянии 25−60 м от устья скважины так, чтобы ось лебедки была горизонтальна и перпендикулярна направлению на устье скважины. Подъемник закрепляют с помощью специальных устройств;

осуществляют разгрузку СГП, грузов, блоков и другого оборудования. В этой работе должны участвовать не менее двух человек с применением средств малой механизации;

направляющий ролик надежно закрепляют таким образом, чтобы беговая дорожка ролика была направлена на середину барабана лебедки подъемника и на устье скважины;

подвесной блок надежно закрепляют на талевой системе буровой установки. Блок подвешивают к крюку через штропы или непосредственно на крюк через накидное кольцо. Блок поднимают над устьем скважины на максимально возможную высоту;

при работе с блок-балансом его жестко (хомутами, болтами) закрепляют над устьем скважины. Не допускается крепление канатными укрутками;

устанавливают датчики глубины, натяжения, меткоуловитель;

проверяют целостность заземляющих проводников, подсоединяют лабораторию и подъемник к контуру заземления буровой;

выполняют схему внешних соединений. При этом силовые и др. кабели прокладывают вне мест перемещения людей и грузов на высоте не менее 0,5 м;проверяют сопротивление изоляции силовых и измерительных цепей, жил кабеля;

подключают станцию к питающей сети. Работы по подключению выполняет электротехнический персонал буровой или специально проинструктированный работник геофизической партии под наблюдением руководителя работ;

проверяют: надежность крепления лебедки к раме транспортного средства; исправность защитных ограждений подъемника; исправность тормозной системы; работоспособность кабелеукладчика; наличие на кабеле предупредительных меток, установленных во избежание затаскивания СГП на блок-баланс. Методика проверки регламентируется Инструкцией предприятия и должна обеспечить безопасность персонала и целостность оборудования;

подсоединяют СГП к кабелю, выполняют необходимые контрольные измерения;

опускают СГП в устье скважины. Спуск осуществляют с помощью лебедки подъемника или бурового оборудования. Во всех случаях спуск приборов весом более 40 кг и длиной более 2 м независимо от массы должен осуществляться механизированным способом;

в начале спуска дается оповещение звуковым сигналом. Первые витки кабеля с лебедки подъемника сматывают принудительно, используя привод, для подъемников с емкостью барабана до 2000 м кабеля допускается сматывание вручную;

при спуске кабеля в скважину необходимо контролировать движение СГП по стволу по натяжению кабеля или изменению измеряемого параметра;

скорость спуска кабеля должна обеспечивать контроль движения СГП, исключать перепуск кабеля и во всех случаях не должна превышать 2,8 м/с — в обсадной колонне, 2,2 м/с — в открытом стволе, 0,14 м/с — при подходе к забою скважины;

в любой момент времени оператор должен обладать информацией о глубине нахождения СГП при спуско-подъемных операциях.

в случае прекращения поступления информации о скорости перемещения и натяжении кабеля на глубинах более 1500 м спуско-подъемные операции прекращаются до восстановления информации, СГП при этом поднимается в обсадную колонну или устье скважины;

подъем кабеля осуществляют со скоростью, регламентируемой НД на конкретные методы ГИС и зависящей также от типа применяемой аппаратуры. Во всех случаях скорость подъема не должна превышать 0,14 м/спри подходе к башмаку обсадной колонны и 0,07 м/с при появлении предупредительной метки, но не менее 100 м до устья;

в ранее неисследованных интервалах на глубинах более 5000 и регистрацию диаграмм осуществляют при спуске и подъеме СГП, если это позволяют специфика метода и конструкция СГП;при обнаружении повреждений на кабеле, выходящем из скважины при подъеме: «жучки», «фонари», обрыв проволок брони, подъем прекращается, производится осмотр повреждения, наложение бандажей при обрыве проволок. Подъем продолжают со скоростью не более 0,3 м/сдо тех пор, пока на барабан не намотается не менее 5 витков кабеля после места повреждения;

в случае, если для осмотра повреждения и наложения бандажей требуется время больше регламентированного для остановки в открытом стволе, то через каждый интервал регламентированного времени осуществляют спуск-подъем кабеля в интервале 10−20 м со скоростью до 0,14 м/с.во время спуска и подъема кабеля запрещается: наклоняться над кабелем, переходить через него или под ним, находиться рядом с движущимся кабелем; браться руками за движущийся кабель, производить поправку или установку меток, а также другие операции. ГИС должны быть прекращены при: появлении нефтегазопроявлений и переливах промывочной жидкости; поглощении промывочной жидкости с понижением уровня более 15 м/ч; возникновении затяжек кабеля при подъеме; неоднократных остановках СГП при спуске, за исключением остановок на известных уступах и в известных кавернах; начале на скважине работ, не связанных с ГИС; возникновении неисправности лаборатории, подъемника, СГП, кабеля;

ухудшении метеоусловий: видимость менее 20 м, скорость ветра более 20 м/с, обледенение и др.;после завершения работ на скважине отключают напряжение в кабеле, обесточивают лабораторию и подъемник, отключают силовой кабель, демонтируют схему внешних соединений, при этом заземляющие провода отсоединяют, последними. Далее рассмотрим требования к мерам безопасности принимаемых при работе с прибором ННК-Т.

5.3. Меры безопасности при работе с прибором нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т)Нейтронный каротаж (НК) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина — скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина — водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах[23]. Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения емкостных параметров пород (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора. Областями эффективного применения НК при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:[22]для ННК-НТ — породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод Cпл и промывочной жидкости Cпж (в том числе с любой контрастностью Cпл и Cпж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

для ННК-Т — породы с любым водородосодержанием, невысокими Cпл и Cпж (меньше 50 — 70 г/л NaCl) и слабой контрастностью Cпл и Cпж;для НГК — породы с низким (меньше 8 — 12%) водородосодержанием и любыми Cпл и Cпж, а также породы со средним (8 — 20%) водородосодержанием, если Cпл и Cпж не превышают 100 г/л.При использовании прибора ННК-Т должны выполняться следующие требования:[21, 22, 23]все работы, связанные с использованием ННК-Т, должныпроводиться на основании разрешения местных органов.

Госкомэпиднадзора;

к непосредственной работе с ННК-Т могут быть допущенылица не моложе 18 лет, не имеющие медицинскихпротивопоказаний, прошедшие обучение и проверку знаний;

ННК-Т на скважину и обратно должны транспортироваться втранспортных контейнерах, снабженных надежными замками ижестко закрепленных в транспортном средстве. На контейнерах и транспортных средствах для их перевозкинаносятся знаки радиационной опасности;

на скважине источники хранятся в транспортных илипереносных контейнерах, последние размещаются на расстояниине менее 10 м от места нахождения людей;

переноска источников в соответствующих защитныхустройствах на расстояния до 100 м должна проводиться двумяработниками на стержне длиной не менее 2 м. В переносномзащитном устройстве может находиться только один источник;

ответственность за сохранность ННК-Т на скважине несетответственный исполнитель работ. В целях обеспечения радиационной безопасности приработах с ННК-Т необходимо:

исключить доступ посторонних лиц к месту работы;

коллиматоры СГП направлять в сторону земли или в сторону, гдеотсутствуют люди;

ограничивать длительность пребывания персонала на рабочемместе при непосредственном обращении с ННК-Т. Для этого должнастрого соблюдаться технологическая последовательностьопераций при использовании ННК-Т, которая должнарегламентироваться внутренней Инструкцией предприятия;

доставлять источник к СГП непосредственно перед его установкой;

после извлечения СГП из скважины немедленно извлечьисточник, поместив его в защитный контейнер;

включать импульсный генератор нейтронов (ИГН) на глубине не менее 5 м;извлекать из скважины ИГН не ранее 30 мин после еговыключения;

проводить радиационный дозиметрический контроль. Порядок проведения работ с короткоживущимиизотопами регламентируется инструкциями по их применению. Геофизическая партия, выполняющая ГИС с применением ННК-Т, должнаиметь не менее двух комплектов ручных дистанционныхприспособлений, комплект аппаратуры радиационного идозиметрического контроля.

6.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ6.1 Расчет стоимости проведения геофизического исследования скважины с помощью метода нейтронного каротажа по тепловым нейтронам.

Расчет стоимости работ связанных с геофизическими исследованиями скважины производится согласно сборнику «Единые районные единичные расценки на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ», от 90-го года, и по «Сборнику норм основных расходов на геологоразведочные работы (СНОР), выпуск номер три «Геофизические работы», часть номер один «Скважинная геофизика», от 94-го года[23 — 27]. В состав сборникабыли включены стоимость таких работ, как:

проведение скважинных исследований;

выполнение спектра вспомогательных работ;

подготовительно-заключительные мероприятия во время проведения скважинных исследований;

транспортные переезды на скважину от базы (лагеря) и обратно;

осуществление спускоподъемных операций;

проведение настройки и калибровки оборудования и т. д.Стоимость выполненияисследований с помощью метода ННК-Т представляет собой следующую структуру:

ПЗР на базе и на скважине;

проезд комплексной партии от базы до скважины;

спускоподъёмные операции без проведения замеров;

спектр вспомогательных работ;

радиоактивный каротаж в масштабе 1:100;радиоактивный каротаж в масштабе 1:500;проведение калибровки прибора. Общую стоимостьгеофизического исследования скважины можно рассчитать следующим образом:

СОБЩ =СПЗР + СПР + СИС +ССПО + СК + СВСП; (6.1)где СОБЩ — общая стоимость исследования (совокупности произведенных работ), (руб.)СПЗР — общая стоимость всех подготовительно-заключительных работ, руб.;СПР — стоимость транспортных расходов, руб.;СИС — стоимость специализированного исследования, руб.;ССПОстоимость спускоподъемных операций, руб.;СК — стоимость на калибровку оборудования, руб.;СВСП- стоимость вспомогательных работ, руб. СПЗР = P*К; (6.1)где P — стоимость одной операции, руб.;K — кол-во операций, ед. СПЗР =2164,82* 1 = 2164,82 руб.;СПР = P *S; (6.3)где Р — стоимость транспортных расходов из расчета руб./км, руб.;S — общий объём транспортных операций, км (примем данное значение за 100 км).СПР = 32,60 * 100= 3260 руб.; (6.3)СИС = Сисс 1:100 + Сисс 1:500; (6.4)где Сисс 1:100 — стоимость исследования методом ННК-Т (масштаб записи 1:100), руб.;Сисс 1:500 — стоимость исследования методом ННК-Т (масштаб записи 1:500), руб. СИС = Р * V / 100; (6.5)где Р — стоимость записи100 м длины исследуемой скважины, руб.;V — общий интервал записи, м (на примере материалов изучения структуры скважины № 50 Западно Хыльчуюской в интервале 3080 — 3368 м или 288 м) ССРК 1:100 =487,2 * 288 /100 = 1403,1 руб.; (6.5)ССРК 1:500 =225,9 * 288 /100 = 650,6 руб.; (6.5)СИС = 1403,1+ 650,6 = 2053,7 руб.; (6.4)ССПО = Р * V /100; (6.6)где Р — расценка на сто метров спуска и подъема прибора, руб.;V — общий интервал спуска и подъема, м. ССПО =16,7 * 3260/100 = 544,42 руб.; (6.6)СВСП =Р * K;(6.7)где Р — расценка на выполнение одной операции вспомогательных работ, (16,7 руб.);K — количество операций, ед. СВСП = 544,42* 1 = 544,42 руб.;(6.7)СК = Р * K; (6.7)где Р — расценка на выполнение одной операции калибровки прибора используемого для проведения исследований, (1012,5 руб.)K — количество операций, ед. СК = 1012,5 * 1 =1012,5 руб.;СОБЩ = 2164,82 + 3260 + 2053,7 + 544,42 + 692,67 + 1012,5= 9728 руб.; (6.1)Накладные расходы составят 24,76% от общей стоимости геофизических исследований, руб. Н = СОБЩ * 24,76% /100; (6.7)Н = 9728 * 24,76% /100 = 2408,65 руб.; (6.7)Плановые накопления составят 14% от суммы общей стоимости исследования и накладных расходов. ПЛ= (Н+ СОБЩ) * 14% /100; (6.8)ПЛ = (2408,65 + 9728) * 14% /100 = 1699,13 руб.; (6.8)Интерпретация результатов проведенных исследований — 3 тыс. руб. СОБЩ = 2164,82 + 3260 + 2053,7 + 544,42 + 692,67 + 1012,5+ 2408,65 + 1699,13 + 3000 = 16 835,78 руб.(6.1)Общая стоимость исследования одной скважины с помощью метода ННК-Т, вместе с плановыми накоплениями, накладными расходами и расходами на интерпретацию результатов составляет 16 835,78 руб.

6.2 Расчет стоимости работ геофизической партии.

В данном пункте рассчитаем общую стоимость работ геофизической партии в месячном и годовом эквиваленте. Основной для проведения расчетов станут данные изложенные в следующих работах: [25 — 27]"Единые районные единичные расценки на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ". — Госстрой 1990 г."Сборник сметных норм на геологоразведочные работы", выпуск № 3 ч. 6 Скважинная геофизика. — Москва «ВИЭМС» 1992 г. Сборник норм основных расходов расценок на геологоразведочные работы (СНОР)" Выпуск 3 «Геофизические работы», ч. № 1 «Скважинная геофизика».Месячная оплататрудагеофизической партии складывается из месячной оплаты труда каждого из её членов. К расчету примем оплату труда, производящуюся согласно тарифной системе. В рамках геофизический исследований с применением метода ННК-Т, геофизическая партия включается в себя пять человек со следующими профессиями:

руководитель партииинженеринженер-каротажникоператор подъемной машиныводитель мобильной лаборатории.

Заработную плату (или стоимость услуг) геофизической партии можно рассчитать следующим образом:

ЗП = Зр+ ЗИ + ЗК/В + ЗО/П+ ЗВ/Л; (6.9)где ЗП — з/побщий фонд оплаты работ геофизической партии, руб.;Зр — з/пруководителя партии, руб.;ЗИ — з/п инженера партии, руб.;ЗИ/К- заработная плата инженера-каротажника, руб.;ЗО/П- заработная плата оператораподъёмной машины, руб.;ЗВ/Л — заработная плата водителя мобильной лаборатории, руб.;Заработная плата начальника партии рассчитывается по формуле:

Зр = ППОВ + П + ПР + Н + ТК; (6.10)где.

ППОВ — почасовая оплата труда за отработанное время, руб. П — премия, руб.;ПР — сверхурочная оплата, руб.;Н — оплата ночныхсмен, руб.;ТК — районный коэффициент, руб. ППОВ — размер почасовой оплаты труда, рассчитывается как отношение базового оклада к фонду календарного времени за месяц и умноженного на общее количество отработанных часов, руб. ППОВ = Ч. ст * Т; (6.11)где Ч. ст- размер тарифной ставки, руб. Т — количество отработанных часов, ч.Ч.ст = Д0/КФ; (6.12)где Д0 — размер базового оклада руководителя, примем в размере 10 700 руб.;КФ, — календарный фонд рабочего времени, ч. Календарный фонд рабочего времени за месяц составляет 159 часов. ППОВ = (10 700/159) * 164 = 11 036 руб; (6.11)ПР — сверхурочная оплата труда у руководителя партии составляет 20% от повременной оплаты труда, руб. ПР = ППОВ * 20% / 100; (6.13)ПР= 11 036 * 20% / 100 = 2206 руб.; (6.13)П — премия у руководителя составляет 50% от суммы повременной оплаты за отработанное время и сверхурочной оплаты. П = (ППОВ + ПР) * 50%/100; (6.14)П = (11 036+2206)*50%/ 100 = 6623 руб.; (6.14)Н — размер оплаты труда за работу в ночное время составляет ½ от от тарифной ставки (50%)руководителя партии, которая составляет 67,5 руб., умноженное на количество отработанных ночных смен (в часах).Н = Ч.Т.С. * 50%/100 * Д; (6.15)где.

Ч.Т.С. — часовая тарифная ставка, руб. Д — количество отработанных ночных часов, чН = 67,5 * 50%/ 100 * 16 = 539,5 руб.; (6.15)ТК — районный коэффициент, примем за 15% на все виды оплаты труда. ТК = (ППОВ + П + ПР + Н) * 15%/100; (6.16)ТК = (11 036 + 6623 + 2206 + 539,5) * 15%/100 = 3065 руб.; (6.16)ЗР = 11 036 + 539,5 + 2206 + 6623 + 3065 = 23 468 руб.; (6.10)Оплату труда инженера партии можно рассчитать аналогично заработной платы руководителя партии:

ЗИ = ППОВ + П + ПР + Н + ТК; (6.17)ППОВ = (7350 /159) *164 = 7530 руб.; (6.11)ПР = 7530 *20%/100% = 1505,5 руб.; (6.13)П = (7530 + 1505,5)*50%/100 =4518 руб.; (6.14)Н = 45,95*50%/100%*16 = 368,3 руб.; (6.15)ТК = (7530 + 368,3 + 1505,5 + 4518)*15%/ 100 = 2089,1 руб.; (6.16)ЗИ = 7530+ 4518 + 1505,5+ 368,3 + 2089,1 =16 010,7 руб.; (6.17)Оплату труда инженера-каротажника можно рассчитать следующим образом:

ЗИ/К= ППОВ + П + ПР + Н + ТК; (6.18)ППОВ = 39,8 *164 = 6523 руб.; (6.11)Оплата ночных смен инженера-каротажника составит ½ тарифной ставки (50%), умноженное на общей количество отработанных ночных смен (в часах), руб. Н = 39,8 *50%*16% / 100 = 319 руб.; (6.19)Сверхурочная оплатаинженера-каротажника составит 20% от почасовой тарифной оплаты труда. ПР = 6523 *20%/100 = 1304,5 руб.; (6.13)Премию каротажника-взрывника примем за 50% от суммы повременной оплаты труда и сверхурочной оплаты, руб. П = (6523 + 1304,5)*50%/100 = 3914 руб.; (6.14)Региональный коэффициент примем за 15% на все виды оплаты труда:

ТК = (6523 + 319 + 1304,5 + 3914)*15%/100 = 1809,95 руб.; (6.16)ЗК/В = 6523 + 319 + 1304,5 + 3914+ 1809,95 = 13 868,5 руб.; (6.18)Оплата трудаоператора подъёмной машинырассчитывается следующим образом:

ЗО/П= ППОВ + Н + ПР + ДВ + П + ТК; (6.20)где ДВ — дополнительные выплаты за вождение, руб. Почасовая оплата за отработанное время вычисляется по формуле:

ППОВ = 34,5* 164 = 5599 руб.; (6.11)Н — оплата за ночные смены составит 50% от принятой тарифной ставки. Н = 34,5 *50% / 100 *16 = 273,2 руб.; (6.15)ПР — сверхурочная оплатапримем за 20% от тарифной оплаты труда. ППР = 5599 * 20%/100 = 1120 руб.; (6.13)ДВ — дополнительные выплаты за вождение- 15% от почасовой оплаты труда. ДВ = ППОВ * 15% / 100;(6.21)ДВ = 5599 * 15% / 100 = 840,1 руб.;(6.21)Размер премии составит ½ (50%) от повременной оплаты труда и оплаты сверхурочных часов. П = (5598,96 + 1119,8) * 50% / 100% = 3359,4 руб.;.(6.14)ТК — региональный коэффициент, примем за 15% на все виды работ. ТК = (5599 + 273,2 + 840,1 + 1119,8 + 3359,4) * 15% / 100 = 1679,7, руб.; (6.16)ЗМ/П= 5599 + 273,2 + 840,1 + 1119,8 + 3359,4 + 1679,7= 12 870,5, руб.; (6.20)Расчет заработной платы машиниста лаборатории ЗВ/Л производится также как и оплататруда машиниста подъемника. ЗВ/Л = ППОВ + Н + ПР + ДВ + П + ТК;(6.22)где.

ППОВ = 29,7 * 164 = 4859,5 руб.; (6.11)Н = Ч.Т.С. * 50% * Д;(6.15)Н = 29,7*50%/100%*16 = 237,5 руб.; (6.15)ПР = 4859,5 * 20%/100% = 971,9 руб.; (6.13)ДВ = 4859,5 * 15% = 729,2 руб.; (6.21)П = (4859,32 + 971,9) * 50% = 2915,6 руб.; (6.14)ТК = (4859,32 + 237,5 + 729,2 + 971,9 + 2915,6) * 15%/100 = 1457,95 руб.; (6.16)ЗМ/Л = 4859,32 + 237,5 + 729,2 + 971,9 + 2915,6+ 1457,95= 11 170,5, руб.;(6.22)Рассчитаем общую месячную заработную плату геофизической партии. ЗП = 23 468 + 16 010,7 + 13 868,5 + 12 870,5 + 11 170,5 = 77 388,2, руб.;(6.9)Годовой размер заработной платы составит: 77 388,2* 12 = 928 658,4 руб. Тогда размер средней заработной платы в расчете на одного члена партии составит. ЗСР =ЗП / N; (6.23)где N — число занятых в партии, чел.

77 379,83/5 = 15 477,64, руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Настоящая работа была посвящена приобретению навыков интерпретации данных геофизического исследований скважин в интервалах карбонатных отложений, а также комплексной интерпретации всей имеющейся геолого-геофизической информации по объекту. Работа проводилась на примере объектов (скважин, структур), выбор которых определялся количеством и качеством доступного автору материала. На пяти выбранных площадях, пробурено 7 скважин, вскрывших отложения разновременных карбонатных нефтегазоносных комплексов (НГК) Тимано-Печорской провинции: верхнеордовикско-нижнедевонском, доманиково-турнейском и верхневизейско-нижнепермском.Со всеми этими комплексами связаны открытия большого числа уже разрабатываемых месторождений. На момент бурения скважин по разным причинам карбонатные интервалы разреза не получили должного внимания. На первом этапе настоящей работы во всех выбранных скважинах проведена переинтерпретация данных ГИС по интервалам, относящимся к карбонатным НГК (глава 3), выделены возможно продуктивные пласты, оценены их качественные характеристики (открытая пористость, характер насыщения и т. п.).Интерпретация материалов ГИС выполнена по методике функциональных преобразований с применением программно-технологического комплекса «Система ИНГЕФ».По Морошкинской структуре инфмация ГИС так же проведена в программном комплексеSolver).Полученные результаты были использованы при количественной ресурсной оценке «пропущенных» залежей нефти (глава 4), что позволило ранжировать 5 исследованных объектов по промышленной привлекательности. Наименее привлекательными ресурсами обладают Западно-Хылючуюская и Северо-Командиршорская структуры, наибольшей привлекательностью обладают Северо-Чернореченская и Хорейверская структуры.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Белонин М. Д, Прищепа О. М., Теплов Е. Л. и др., Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / С.-Петербург, Недра, 2004. -.

396 с. Геофизические исследования скважин. Справочник мастера по промысловой геофизике/ под ред. В. Г Мартынова, Н. Е. Лазуткиной, М. С. Хохловой. -.

М.:Инфраинженерия, 2009. — 960 с. Государственный баланс полезных ископаемых Российской Федерации (нефть, газ, конденсат) на 1.

01.2016 г. Заляев Н. З., Машара Л. П., Левин А. Г. Интерпретационно технологический комплекс ИНГЕФ (У) для изучения разнотипных разрезов по данным ГИС // Каротажник. — 1997. ;

Вып. 30. Латышова М. Г. Мартынов В.Г., Соколова Т. Ф Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Учебное пособие для ВУЗов. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. — 327 с. Машара Л. П. Интерпретация материалов ГИС по методике ИНГЕФ в условиях повышенной естественной гамма-активности пород // Стратиграфия и нефтегазоносность палеозойских отложений Беларуссии.

— Минск: Бел.

НИГРИ, 2002. — С. 186−199.Методическое руководство по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата.

М: ВНИГНИ, 2000.

Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / О. М. Прищепа, В. И. Богацкий, В. Н. Макаревич, О. В. Чумакова, Н. И. Никонов, А. В. Куранов, М. М. Богданов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2011. — Т.

6. — № 4. ;

http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdfПрищепа О.М., Григорьев Г. А., Макаревич В. Н. Ресурсная база, экономико-технологические проблемы и перспективы освоения углеводородного потенциала Северо-Запада России-Тез. науч.

практ. конф. «Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России», Сыктывкар. М.: ИГиРГИ, 2007.

Теплов Е.Л. и др. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции. СПб, 2011.

Тимано-Печорский седиментационный бассейн /Объяснительная записка к Атласу геологических карт.

Ухта: Изв-во ТП НИЦ, 2002. — 122 с. Фортунатова Н. К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Гумаров Р. К., Ильин В. Д., Агафонова Г. В., Баранова А. В., Фарбирович В. П., Михеев И. Г. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов. -.

М.: НИА-Природа, 2000. — 249 с. Ильченко А. П. и др. Отчет о сейсморазведочных работах на Лыдушорской площади за 1987 г. (сейсмопартия 30 487).

КТЭ ПГО «Печорагеофизика», Ухта, 1988.

Кунько А. Л. Тематическое обобщение материалов сейсморазведки и бурения по северной части Хорейверской впадины (Ново-Нямюрхитский объект) в 2001;2002 гг. Нарьян-Мар, 2002.

Ларионова З.В. и др. Анализ материалов ГРР по северной части Печоро-Кожвинского мегавала и прилегающей части Ижма-Печорской впадины с целью уточнения перспектив нефтегазоносности и обоснования направлений ГРР. Ухта, ТП НИЦ, 2001.

Мерщий Р. Ф., Колобзаров О. В. и др. Отчет о поисковых и детальных сейсморазведочных работах МОГТ на Восточно-Василковской площади в НАО Архангельской обл. в 1984;85 гг. Полевая экспедиция № 7 «Севзапгеология», Ленинград, 1986.

Прищепа О.М. и др «Выявление не оцененных (пропущенных) залежей на разбуренных площадях и перспективных объектов невскрытых бурением горизонтов на участках нераспределенного фонда недр тимано-печорской нефтегазоносной провинции с целью вовлечения их в освоение». ВНИГРИ, СПб, 2014.

Прищепа О.М. и др. «Обобщить результаты геологических исследований, выполненных в Тимано-Печорской провинции в 1994;2004 годах, осуществить прогноз зон нефтегазонакопления и локализации объектов недропользования на нераспределенном фонде недр». ВНИГРИ, СПб, 2007.

Шевчик Е.Н., Полушина Н. И., Юргенсон О. Н. и др. Отчет о поисковых сейсморазведочных работах МОГТ на Малоземельско-Колгуевском объекте в НАО Архангельской области в 1999;2001 гг. Нарьян-Мар, 2001.

Юрьева З. П. Оперативное обобщение материалов и результатов ГРР на нефть и газ на севере ТПП. Архангельск, «Архангельскгеология», 1992. РД 153−39.0−072−01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ с приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.

Типовые инструкции по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений, Книга 3Головин Б.А., Калинникова М. В. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами. — Саратов. 2005 г. 30 с. Сборник «Межотраслевые нормы времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ». — Москва, 1990 г. Сборник «Единые районные единичные расценки на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ». — Госстрой 1990 г.

&# 171;Сборник сметных норм на геологоразведочные работы", выпуск № 3 ч. 6 Скважинная геофизика. ;

Москва «ВИЭМС» 1992 г. Сборник норм основных расходов расценок на геологоразведочные работы (СНОР)" Выпуск 3 «Геофизические работы», ч. № 1 «Скважинная геофизика».Косков В. Н., Косков Б. В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС: учеб.

пособие / Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2007. 317 с. Методические указания по проведению измерений и основам интерпретационного обеспечения аппаратуры радиоактивного каротажа РКС-3 (К4−823) / ВНИИНефте промгеофизика. Уфа, 1988.

Титаева, Н. А. Ядерная геохимия [Текст] / Н. А. Титаева. -М.: Издательство МГУ, 2000. — 336 с.