Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению (стр. 8 из 12)
1.Стандартный электрокаротаж потенциал - зондами с совместной регистрацией кажущихся сопротивлений (КС) и потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), в масштабе 1:200 и 1:500;
Резистивиметрия в масштабе 1: 200 и 1: 500;
Кавернометрия в масштабе 1: 200 и 1: 500;
Микрозондирование (МКЗ двумя установками), в масштабе 1: 200;
5.Боковое каротажное зондирование (БКЗ) пятью подошвенными зондами и одним кровельным градиент - зондом в масштабе 1: 200;
6.Радиоактивный каротаж: нейтронный гамма - каротаж (НТК) и гамма - каротаж (ГК) в масштабе 1: 200 и 1: 500;
Боковой и индукционный каротаж (БК, ИК) в масштабе 1: 200;
Инклинометрия, замеры через 20 м;
Определение высоты подъема цемента (ОЦК) в масштабе 1: 200.
10.Геохимические исследования: газовый каротаж, люминисцентно- битуминологический анализ керна и Шлама, определение физических свойств бурового раствора.
В целом перечисленные методы позволяют провести как качественную оценку разреза, осуществить литологическое расчленение разреза, выделить пласты-коллекторы, провести их корреляцию, так и количественную оценку, т.е. определить эффективную нефтенасыщенную толщину, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности коллектора.
Промыслово-геофизические работы проводились аппаратурой стандартной для объединения "Татнефтегеофизика". Скорости записей всех кривых устанавливались согласно требованиям технических инструкций и соответствующих руководств по проведению промыслово-геофизических исследований в скважинах /6,7/.
2.4.2 Качество промыслово-геофизических материалов
Качество промыслово-геофизических материалов зависит как от соблюдения правил технической инструкции при проведении геофизических замеров, так и от условий проводки скважин, подготовки ее к исследованию, времени проведения каротажа, качества и однородности удельного сопротивления бурового раствора, заполняющего ствол.
Геофизические исследования скважин проводились при окончательном каротаже, после вскрытия проектной глубины и смены промывочной жидкости на глинистый раствор. Сопротивление раствора на котором проводилось исследование разрезов скважин геофизическими методами изменяется от 0,6 до 4,0 омм.
В основном качество промыслово-геофизических материалов удовлетворительное, что позволило выполнить качественную и количественную интерпретацию по всем скважинам /6,7/.
2.4.3 Методика интерпретации данных ГИС
Первоначальная интерпретация геофизических материалов проводилась в в ООО "ТНГ-Групп" ООО "ТНГ-АлГИС" (Елабужский участок).
Залежь нефти на изучаемом поднятии приурочена к тульским отложениям нижнего карбона.
Согласно данным литолого-петрографического анализа терригенные отложения данного месторождения преимущественно порового типа. Методика выделения таких коллекторов и оценка их эффективных толщин осуществлялась по методике, применяемой для терригенного разреза.
При интерпретации привлекались данные описания керна, материалы газового каротажа, люминисцентно-битуминологического анализа керна и шлама, за основу брались данные опробования. Удельное сопротивление Кп терригенных пород-коллекторов определялись по кривым ПК в скважине.
В отложениях тульского горизонта по данным ГИС выделяется два пористо-проницаемых прослоев толщиной 1,0 м и 0,6 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,6 м. Удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенной части пласта варьирует в пределах 6,0 - 8,0 омм (таблица 2.4) /6,7/.
Таблица 2.4 Результаты выделения эффективных толщин и определения подсчетных параметров по скважинам Залесного месторождения
| №скв | Горизонт, пласт | Альтитуда, м | Глубина | Абсолютнаяотметка | Нэфф. | Нэфф.нн | УЭС(по ИК) | Кп (РК) | Кв | Кн (ИК) | Характер насыщения по ГИС | Литология | ||
| верт.попр, м | кровля, м | подошва, м | кровля, м | подошва, м | общ.,м | м | Омм | д.ед. | д.ед | д.ед | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| Тульский горизонт, пласт Стл-3 | ||||||||||||||
| 20005 | Стл-3 | 141,71 | 1255,4 | 1256,8 | -1107,5 | -1108,9 | 1,2 | 1,2 | - | 0,214 | - | 0,72 | нефть | песчаники |
| 2,51 | ||||||||||||||
| 286 | Стл-3 | 139,35 | 1249,6 | 1250,8 | -1106,7 | -1107,9 | 1,4 | 1,4 | - | 0,209 | - | 0,597 | нефть | песчаники |
| 3,51 | ||||||||||||||
| итого по пласту | 2,6 | 2,6 | 0,21 | - | 0,663 | |||||||||
| 293 | Стл-3 | 141 | 1262,4 | 1263,4 | 1101,3 | 1102,3 | 2,2 | 1,0 | - | 0,218 | - | 0,797 | нефть | песчаники |
| 2,17 | 1264,0 | 1264,6 | 1102,9 | 1103,5 | 0,6 | 0,196 | 0,747 | нефть | песчаники | |||||
| итого по пласту | 2,2 | 1,6 | 0,21 | 0,772 | ||||||||||
2.4.4 Определение коэффициента пористости
Коэффициенты пористости рассчитывались по зависимостям, приложенным в стандарте ОАО "Татнефть" "Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов на месторождениях Татарстана" за 1988, 1989 гг.
Для тульского горизонта –
Кп =
(сцинтиляционные счетчики)
Относительные разностные параметры НТК и ГК (
нгк, гк) определялись по следующей методике: 
,где
- значение НГК, соответствующее изучаемому пласту; 
- значение НГК, соответствующее наиболее плотному карбонатномупласту в разрезе верхнефранского подъяруса;
- значение НГК, соответсвующее глинам верейского, тульского,бобриковского, кыновского горизонтов. При расчёте относительной амплитуды
нгк во все значения 
нгк вводились поправки за влияние естественной радиоактивности. ,где
- значение ГК, соответствующее изучаемому пласту; - значение ГК, соответствующее глинам верейского, тульского,бобриковского, кыновского горизонтов;
- значение ГК, соответствующее известнякам башкирского, турнейского или фаменского ярусов.По промыслово-геофизическим данным средневзвешенное по эффективной нефтенасыщенной толщине значение пористости для отложений тульского горизонта равно 21,0% (2 определения по 2 скважинам).
Пористость по керну не определялась, поэтому величина пористости принята по результатам определения значений пористости по ГИС.
Для подсчёта запасов нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент пористости равный 0,21, определённый по материалам ГИС в скв.№293 /6,7/.
2.4.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности
Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) коллекторов определяется по известной формуле:
, где 
a, b, m, n- коэффициенты, определенные по данным исследования керна в лабораториях ТатНИПИнефть;
Rп и Rв - УЭС (омм) соответственно для исследуемого пласта и пластовой воды;
Определение УЭС нефтенасыщенных прослоев проводилось с использованием данных БКЗ, ПК - БК. УЭС пластовой воды принималось для продуктивных отложений для турнейских и бобриковских отложений - 0,045 омм. Коэффициенты обобщенных зависимостей для определения Кн тульского горизонта:
Нефтенасыщенность прослоев в отложениях тульского горизонта по геофизическим данным изменяется от 74,7% до 79,7%. Средневзвешенное значение ее по толщине составляет 77,8%.
Нефтенасыщенность по керну не определялась, поэтому величина нефтенасыщенности принята по результатам определений характера насыщения по ГИС.
Для подсчёта запасов нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент нефтенасыщенности, определённый по ГИС по скв. №293, равный 0,78 /6,7/.
2.5 Нефтеносность месторождения
Нефтеносность Залесного месторождения связана с отложениями тульского горизонта нижнего карбона. Материалами для исследований послужили диаграммы проведенных ГИС в скважинах №№№20005,286,293 и результаты опробования.
Залежь в отложениях тульского горизонта контролируется замкнутой изогипсой -1100 м, определяющая размеры Северного и Южного поднятия по отражающему горизонту "У".
Представленные к рассмотрению залежи относятся к пласту индексируемому как пласт Стл-3.