Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторо (стр. 13 из 33)

• литологическое расчленение разреза, с последующей его корреляцией;

• выделение коллекторов;

• оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов (пористости,
глинистости, проницаемости);

• оценка характера насыщения коллекторов;

• определение водонефтяного, газонефтяного, газоводяного контактов, с
последующей привязкой интервалов перфорации;

• контроль качества цементирования и других параметров
технологического состояния скважины.

Заключение по оперативной интерпретации данных ГИС.

По пласту AB1(p)

Интервал обработки 1896,6-1942,4 м

HHабс	УЭСАпс	КпНККпПС	КпГГК	КпАК	КпрКгл	Кнг
По нефт. зонеЗона ПНПо н. в. зоне	16,816,79,89,72,82,8	5,80,624,40,663,50,77	25,625,225,525,725,427,1	22,622,626,3	27,727,931,4	41,312,936,910,333,88,2	53,34436,1

Коэффициент песчанистости 0,642

По пласту AB1(3)

Интервал обработки 1945.6-1964. 8 м

HHабс	УЭСАпс	КпНККпПС	КпГГК	КпАК	КпрКгл
По водон. зоне	6,46,3	2,60,69	29,126,2	21,3	26,2	940,212,2

Коэффициент песчанистости 0,333

2. Проектная часть

2.1. Выбор участка работ

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой - 2350-2 375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ₀ поделен два подобъекта БВ₀¹ и БВ₀², выделены объекты БВ₃, БВ₄, БВ₇¹, БВ₇², БВ₁₆, БВ_17-18. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов.

Для уточнения подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов проектируется 6-ть скважин для доразведки с последующей эксплуатацией месторождения.

2.2. Априорная ФГМ объекта и задачи работ

Породы Самотлорского месторождения характеризуются следующими физическими свойствами присущими всем породам терригенного разреза (табл.2.1.):

Таблица 2.1

Физические свойства горных пород.

Горная порода	Удельное электрическое сопротивление рп, Омм	Естественная радиоактивность γ, мкР/ч	Плотность δ, г/см3	Скорость продольной волны по породе υр, м/с
ГлинаПесчаникАргиллитАлевролит	1-2020-10005-40010-600	4-251-155-304-15	1.9-2.22.0-2.52.0-2.71.9-2.5	1200-25001500-25003000-60001300-2500

Пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Ими в основном являются пески и песчаники, алевролиты, известняки и доломиты. К непроницаемым относятся глины, аргиллиты, соли и гипсы.

Качество коллектора определяется его фильтрациооно-емкостными свойствами, называемые также коллекторскими: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщеность, глинистость и др.

Предварительно считается, что коллекторы Самотлорского месторождения развиты в песчаных, алевролитовых, аргиллитовых, песчано-алевролитовых породах. Песчаный тип коллектора характеризуется монолитным строением пласта, песчано-алевролитовый тип часто осложнен 1-2 непроницаемыми пропластками толщиной 0.5-4м.

Удельное электрическое сопротивление в глинах очень низкое по сравнению с песчаными коллекторами. В зоне проникновения характеристики сопротивления р_с< р_зп < рп,

Рс < Рзп = Рп

Амплитуда U_cn в глинах максимальная, в песчаниках минимальная.

На кавернограмме d_c > d_H в глинах и d_c < d_H в песчаниках.

Для гамма-метода методов в глинах показания будут максимальные, а в песчаниках средние. Диаметр скважины за счет проникновения промывочной жидкости в продуктивной части горизонта будет меньше чем во вмещающих породах.

На этапе проектирования геофизических работ формируется априорная ФГМ искомого объекта и с её помощью определяется тактика и параметры геофизических наблюдений.

На основе физических свойств пород терригенного разреза можно схематически составить физико-геологическую модель разреза, с помощью которой можно проследить, как выделяются интересующие нас породы по данным геофизического каротажа, а также продумать комплекс геофизических в скважинах с более точным расчленением разреза (Рис.2.1.).