• 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
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, БВ17-18. 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.
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 рс< рзп < рп,
Рс < Рзп = Рп
Амплитуда Ucn в глинах максимальная, в песчаниках минимальная.
На кавернограмме dc > dH в глинах и dc < dH 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.).