Комплекс геофизических исследований скважин для изучения фильтрационно-емкостных свойств и насыщения коллекторов на Мыльджинском газонефтяном месторождении

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

Контракт

Введение

1. Общая часть

1.1 Географо-экономический очерк района работ

1.2 Краткая геолого-геофизическая изученность

1.3 Геологическое строение района

1.3.1 Стратиграфия

1.3.2 Тектоника

1.3.3 Газоносность

1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические характеристики ФГМ объекта

1.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

2. Проектная часть

2.1 Выбор участка работ и геологические задачи, стоящие перед ГИС

2.2 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

2.3 Методика и техника геофизических работ

2.4 Метрологическое обеспечение проектируемых работ

2.5 Геологическая интерпретация геофизических данных

3. Специальная часть

3.1 Физико-геологические основы ГГК-ЛП

3.2 Спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа серии СГПЛ и их характеристика

4. Технико-экономическая часть

4.1 Организационно-экономический раздел

4.1.1 Характеристика предприятия, на базе которого будет выполняться проектируемый объем работ

4.1.2 Расчет экономических показателей и сметы

4.2 Производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ

4.2.1 Производственная безопасность

4.2.2 Пожарная и взрывная безопасность

4.2.3 Экологическая безопасность

4.2.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Список литературы

горный петрофизический спектрометрический каротаж

Контракт

на проведение геофизических работ на месторождении Мыльджинское

г. Томск «____» __________ 2012 г.

ООО «ТомскГазпромГеоФизика», именуемое в дальнейшем «Подрядчик», в лице Генерального директора Изотова Владимира Михайловича, действующего на основании Устава предприятия, с одной стороны, и Компания ООО «Норд Империал», именуемое в дальнейшем «Заказчик», в лице Генерального директора Бердникова Леонида Ивановича, действующего на основании Устава компании, с другой стороны, заключили настоящий контракт о следующем:

1. Предмет контракта.

1.1. Предметом настоящего договора является проведение геофизических работ на Мыльджинском месторождении, куст № 7, скважины № 140, 141, 142, 143 и 144.

1.2. Работа по настоящему контракту выполняется в соответствии с программой исследований и геологическим заданием, утвержденными Заказчиком.

Работы, не предусмотренные настоящим контрактом, но необходимые для его исполнения, оформляются Дополнительным соглашением.

1.3. Заказчик может вносить необходимые изменения в контракт или прекращать действие контракта при условии оплаты подрядчику фактически выполненных работ.

2. Стоимость работ и порядок расчетов.

2.1. За выполненную в 2012 году работу согласно настоящему контракту Заказчик уплачивает Подрядчику 5 194 103, 90 рублей в соответствии с утвержденным сторонами Протоколом соглашения о договорной цене.

2.2. Ежемесячное авансирование окончательный расчет за выполненные работы по объекту производится в соответствии с действующей инструкцией «О финансировании геологоразведочных работ и кредитовании геологических организаций», с дополнениями и изменениями к ней.

3. Требования к качеству отчетной продукции.

3.1. При завершении объекта Подрядчик представляет Заказчику акт сдачи-приемки работы с приложением к нему материалов, предусмотренных в геологическом задании. Геологическая или научная информация, содержащаяся в отчетах, или иной отчетный материал должны соответствовать требованиям государственных стандартов и особым условиям, устанавливаемым контрактом.

3.2. Заказчик в течение 20 дней со дня получения акта сдачи — приемки работы и приемки отчетных материалов обязан направить Подрядчику подписанный акт сдачи-приемки работ или мотивированный отказ.

3.3. В случае несоответствия результатов работ установленному контрактом заданию, сторонами составляется двухсторонний акт с перечнем необходимых доработок. Подрядчик обязан произвести необходимые исправления без дополнительной оплаты.

Если при приемке выполненных работ будет выявлена необходимость доработки или изменения отдельных условий по требованию Заказчика, эти работы производятся по дополнительному соглашению с указанием срока их выполнения и стоимости.

4. Ответственность сторон.

4.1. Подрядчик по требованию Заказчика своими средствами и за свой счет в срок, согласованный с Заказчиком, устраняет недостатки, допущенные по его вине при выполнении работ.

4.2. Санкции не освобождают стороны от выполнения принятых обязательств по контракту.

5. Особые условия и специальные вопросы.

5.1. В случае недостаточного финансирования работ, объемы работ корректируются ежеквартально с учетом индексации.

5.2. Геологическая информация, полученная в результате работ по настоящему контракту, является собственностью государства.

5.3. По вопросам, не предусмотренным настоящим контрактом, стороны руководствуются действующим законодательством Российской Федерации.

6. Срок действия контракта и юридические адреса сторон.

6.1. Срок действия настоящего контракта устанавливается с

«____» __________ 2012 г. по «____» __________ 2012 г.

6.2. Юридические адреса и платежные реквизиты сторон.

ЗАКАЗЧИК: ООО «Норд Империал»

Юридический адрес: г. Томск, пр. Кирова д. 84.

Платежные реквизиты: ____________________

ПОДРЯДЧИК: ООО «ТомскГазпромГеофизика»

Юридический адрес: г. Томск, пр. Фрунзе д. 77.

Платежные реквизиты: ____________________

6.3. К настоящему контракту прилагаются: геологическое задание на выполнение работ, сметно-финансовый расчет и протокол соглашения о договорной цене.

Введение

Одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны является нефтяная промышленность. Развитие нефтяной промышленности сопровождается последовательным увеличением эксплуатационного фонда скважин. Оперативную и систематизированную информацию о скважинах и пластах, необходимую для проведения геолого-технических мероприятий и управления процессами разработки нефтяных залежей, получают в результате геофизических исследований как в процессе их строительства, так и в эксплуатации.

В последние годы динамика добычи нефти в Томской области характеризуется как падающая. Однако потребность в нефти и нефтепродуктах, несмотря на снижение добычи, является значительной.

Мыльджинское месторождение, со своими запасами, занимает одно из лидирующих мест в обеспечении области газом. Необходимость использования геофизических исследований скважин обуславливается тем, что с их помощью можно детально расчленить геологический разрез, с достаточной точностью определить фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и характер насыщения пластов-коллекторов.

В связи с многообразием геофизических методов при решении большинства геологических задач возникает проблема выбора наиболее информативных методов и определения последовательности их применения с целью получения максимального эффекта. Такой эффект может быть достигнут лишь при рациональном комплексировании геофизических методов. Под рациональным комплексом понимается геологически и экономически обоснованное сочетание геофизических методов и сопутствующих геологических видов работ с целью эффективного решения геологической задачи. Выбор рационального комплекса достаточно сложен и строго индивидуален, т. е. зависит от конкретной задачи и множества факторов. На практике при проектировании геофизических исследований должен быть учтен весь накопленный опыт работ сходных условиях при широком использовании вероятностно-статистических методов на каждом этапе выбора комплекса: создания физико-геологической модели, комплексной интерпретации полученных материалов, определении рационального набора методов и последовательности их проведения.

В настоящем проекте предусматривается проведение ГИС в южной части Мыльджинского поднятия, с целью определения ФЕС коллекторов.

1. Общая часть

1.1 Географо-экономический очерк района работ

Мыльджинское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области в 450 км к северо-западу от областного центра, и в 70 км севернее разрабатываемого Лугинецкого нефтегазового месторождения (рис. 1).

Условные обозначения:

Рис. 1. Обзорная карта Мыльджинского ГКН месторождения

В геоморфологическом отношении территория района представляет собой слабо расчлененную заболоченную равнину с развитой речной сетью. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +74 м в пойменных частях рек до +115 м на водоразделах. Большая часть территории водоразделов залесена. Породы деревьев различны, однако большинство хвойных (ель, сосна, пихта, кедр), изредка встречаются осина и берёза.

Климат континентальный, с холодной, продолжительной и снежной зимой. Зимний период продолжается до полугода (180−185 дней) с ноября по апрель. Самыми холодными месяцами считаются декабрь, январь, февраль. Температура воздуха в зимний период составляет в среднем -20 — -25оС. опускаясь иногда до -500С. Промерзание болот обеспечивающее передвижение тяжелой техники по зимникам и профилям, начинается со второй половины декабря. Толщина снежного покрова составляет 0,50−0,60 м, грунт промерзает на 1,0−1,2 м. Ледоход начинается в мае, ледостав — в конце октября — начале ноября.

Лето короткое, теплое. Самый жаркой месяц июль, когда температура поднимается до +30 — +32оС. Продолжительность навигационного периода 150−170 дней.

Среднегодовое количество атмосферных осадков колеблется от 400 до 500 мм. Наибольшее их количество выпадает летом и осенью.

Район работ населен слабо. Непосредственно на территории месторождения стационарных населенных пунктов нет. Построенный вахтовый поселок служит для временного размещения и проживания буровых бригад. Ближайшим к месторождению является п. Мыльджино, расположенный в 30−35 км к северу от месторождения. База НГДУ «Лугинецкнефть» находится в г. Кедровом, который расположен в 110 км южнее месторождения.

Доставка грузов на месторождение в летнее время осуществляется водным транспортом, в зимнее — автотранспортом по зимнику, вертолетами круглый год.

Строительный лес для обустройства буровых имеется на месте. Глин хорошего качества в районе работ нет, поэтому для приготовления бурового раствора из местных глин делаются добавки бентонитовой глины и химреагентов.

Наиболее значительной на территории месторождения является р. Салат с многочисленными притоками: Малый, Средний и Большой Карьят, Погон-Еган, Кыльман (левые притоки), Салин-Игай, Чанга, Мыга (правые притоки).

Река Салат пересекает месторождение с юго-запада на северо-восток до впадения Среднего Карьята, затем меняет направление течения на субширотное. На своем пути река образует многочисленные русловые болота. Ее ширина 5−15 м, скорость течения 0,4−0,6 м/сек, глубина 0,5−1,5 м.

Берега рек обычно заболочены, но местами крутые и сильно залесены. В нижнем течении рек формируются широкие поймы, покрытые густым кустарником. В поймах рек образуются незамерзающие в зимнее время мелкие озера и болота.

Воды протекающих рек используются как для питьевых, так и для технических целей. Кроме того, для обеспечения буровых технической водой предусматривается бурение водяных скважин глубиной до 50−150 м.

В 1991 году месторождение передано ПГО «Томскнефтегазгеология» на баланс

АО «Томскнефть», а затем в 1995 году — АО «Томскгаз». В 1996 г. в связи с подготовкой его к промышленному освоению пробурена поисково-оценочная скважина 62.

1.2 Краткая геолого-геофизическая изученность

Впервые геологические исследования регионального характера на территории района начали проводится с 1947 г. В период 1947 — 64гг. были выполнены геологическая, аэромагнитная (М 1: 1 000 000) и гравиметрическая (М 1: 200 000) съемки. Этими работами была выявлена положительная структура первого порядка — Средне-Васюганский мегавал.

Площадные сейсморазведочные работы МОВ начали с 1958−59гг. В результате проведенных исследований были получены первые сведения о строении центральной части Средне-Васюганского мегавала и выявлен ряд локальных поднятий II порядка: Рагозинское, Красноярское, Северо-Васюганское.

Мыльджинская структура, приуроченная к юго-восточной части Средне-Васюганского мегавала, была выявлена и подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами МОВ, выполненными в 1960−62гг С/П 12, 15/61−61 (Агаджанов Э.С.) и 6, 7/61−62 (Берлин Г. И.). По их результатам построена структурная карта по отражающему горизонту «IIа» (подошва марьяновской, ныне — баженовской свиты).

В 1964−65гг. с целью уточнения геологического строения южной части Средне-Васюганского мегавала силами С/П 13/64−65 были выполнены дополнительные работы (Берлин ГИ.). Весь материал (в т.ч. и в предшествующие годы) был интерпретирован и составлен новый вариант структурной карты Мыльджинского поднятия по отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты). Построенная структурная карта явилась сейсмической основой для проектирования размещения поисково-разведочных скважин. Из первой же скважины, заложенной в сводовой части структуры и законченной строительством в 1964 г, был получен фонтан газа. С этого момента начались детальные исследования геологического строения Мыльджинского месторождения.

В 1966−67гг. силами С/П 6/66−67 была осуществлена детализация Мыгинской площади, в т. ч. и южной периклинали Мыльджинского поднятия (Другова А.Ф.). Весь сейсмический материал был вновь переобработан и отстроен уточненный вариант структурной карты по тому же отражающему горизонту IIа. Эти построения легли в основу подсчета запасов углеводородов по Мыльджинскому месторождению, которые были утверждены ГКЗ в 1968 г. (протокол ГКЗ № 5362 от 23. 02. 68 г.).

В 1983−86гг. с целью уточнения структурных планов в выявления нефтеперспективных участков в различных частях Мыльджинской структуры были проведены поисковые в детальные исследования МОГТ силами С/П 8, 17/85−86 (руководитель Жевлаков Л.П.). Этими работами был детализирован восточный борт Мыльджинского поднятия. Дополнительно к структурным построениям по основному отражающему горизонту IIа,. была подготовлена структурная карта по низам покурской свиты.

Детальные сейсморазведочные работы МОГТ были продолжены в 1992−94гг. Целью работ являлось уточнение структурных построений и контуров нефтегазоносности по продуктивным горизонтам. Использовалась более плотная сеть профилей наблюдений. Работы выполнялись сейсмопартиями АО «Сибнефтегеофизика» (С/П 14,16/92−94). В результате выполненных исследований была построена сейсмическая основа масштаба 1: 50 000. Однако структурная модель, предложенная на основе этих работ, содержала ряд серьезных недостатков, повлекших за собой не совсем верное представление о строении залежи и, прежде всего, модели нефтяной оторочки. Это в конечном итоге привело к неоптимальном размещению отдельных кустов эксплуатационных скважин при составлении проекта разработки Мыльджинского месторождения. Например, кустов 8 и 10 (см. рис. 6), где в последующем было признано нецелесообразным бурение ряда проектных скважин.

В 1999—2000 гг. в юго-западной части Мыльджинского месторождения силами Томского Геофизического Треста ОАО «Томскнефтегазгеология» (СП № 6) были проведены 3D сейсморазведочные работы в объеме 105 км2. Применялась американская сейсмостанция INPUT/OUTPUT и крестовая система наблюдений. Обработка 3D-сейсморазведочных материалов выполнялась компанией «Парадайм Геофизикал Сервисиз Лимитед». Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС с использованием всех имеющихся на момент окончания работ данных разведочного и эксплуатационного бурения, а также материалов сейсморазведочных работ 2Д-МОГТ (С/П 14/92−94 ОАО «Сибнефтегеофизика» и С/П 8,17/83−85 ТГТ ПГО «Томскнефтегазгеология») выполнены институтом «ТомскНИПИнефть ВНК».

В результате этих работ были построены структурные карты по основным отражающим горизонтам: Vа, III, IIа, Iб, Iа, Ф2, а также по продуктивным пластам Б1, Б10, Б20, Ю13−4, Ю2, выполнен палеоструктурный анализ юрско-меловых горизонтов, выделены тектонические нарушения достигшие уровня отражающих горизонтов IIа, Iб, Iа, Ф2 и уточнены карты залежей для нижнемеловых и юрских объектов.

По данным 3D сейсморазведки построены карты эффективных толщин и улучшенных коллекторских свойств основного юрского продуктивного пласта Ю13−4 и произведена оценка перспектив НГГЗК. По данным 2D сейсморазведки выполнен прогноз газонасыщенных толщин основного нижнемелового продуктивного пласта Б10. Эти данные послужили сейсмической основой для составления геологической модели Мыльджинского месторождения, которая использовалась при структурных построениях при подсчете запасов.

1.3 Геологическое строение района

1.3. 1 Стратиграфия

В геологическом разрезе Мыльджинского месторождения принимают участие палеозойские и мезозой — кайнозойские отложения. Первые представляют фундамент, последние — осадочный чехол. Мощность чехла достигает 2700 м.

В составе комплекса осадочных образований принимают участие юрские, меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения, залегающие несогласно на размытой поверхности фундамента, сложенного дислоцированными докембрийскими, палеозойскими и частично мезозойскими образованиями. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями васюганской свиты верхней юры и куломзинской свиты нижнего мела. Основными продуктивными пластами является пласт Ю1 и Б10 кроме того газоконденсатные залежи наблюдаются в пласте Б19 (рис. 2).

Рис. 2. Геологический разрез Мыльджинского газонефтяного месторождения: 1-газонефтяной и водонефтяной контакты пластов Ю1−1, Ю1−¾, 2-газоводяной контакт пласта Ю1−1, 3-подошва баженовской свиты, 4-песчаник нефтенасыщенный, 5-песчаник газонасыщенный, 6-песчаник водонасыщенный, 7-алевролито-глинистые породы

Палеозойские отложения вскрыты скв. 1,4,11,54,55,56. В центральной части поднятия представлены известняками светло- и темно-серыми, однородными, с структурами от криптокристаллической до мелко- и среднезернистой (скв. 1,4,56).

Характерны трещины, выполненные белым кальцитом. В разрезе восточной части встречены эффузивные диабазы светло-зеленые хлоритизированные, черные мелкозернистые и долериты среднезернистые (скв. 55). Встречается также брекчированная кремнисто-карбонатная слоистая порода. Вскрытая мощность палеозойских отложений — до 63 метров.

На размытой поверхности доюрских образований со стратиграфическим угловым несогласием залегают отложения более позднего возраста, к которым приурочены основные нефтяные залежи.

Юрская система в соответствии с региональной стратиграфической шкалой представлена средним и верхним отделами, объединяющими тюменскую, васюганскую (наунакскую), георгиевскую и баженовскую свиты.

Средний отдел юрской системы представлен тюменской свитой.

Тюменская свита (J2tm) сложена континентальными отложениями сформировавшихся в условиях поименно-аллювиальной равнины, а в верхней части в прибрежно-морских. Свита сложена чередующимися серыми и темно-серыми аргиллитами с прослойками и линзами угля, алевролитов серых, глинистых и песчанистых, песчанников серых, мелкозернистых, часто алевролитистых, полимиктовых с остатками органических остатков: Tpochammina praesquamata T., Jacutica, Marginulin.

Песчаные пласты, залегающие, в низах тюменской свиты (Ю11 — Ю15, ааленский ярус) значительно преобразованы эпигенетическими процессами, уплотнены, содержат включения грубозернистого и гравелитового материала. Мощность тюменской свиты составляет 127−196 метров.

Верхний отдел юрской системы залегает согласно на нижележащих породах и представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Васюганская свита (J3vs) объединяет мелководно-морские и прибрежно-морские осадки келовей-оксвордского возраста. Она подразделяется на горизонт Ю2, нижневасюганскую подсвиту и горизонт Ю1.

Горизонт Ю2 характеризуют трансгрессивный этап расширения морского бассейна в келловее. В его основании залегает угленосная пачка У2, являющаяся хорошим репером горизонта в пределах месторождения. По составу пласт неоднороден. Он может быть представлен двумя обособленными песчаными пропластками (Ю21 и Ю22) или одним из них. В ряде случаев отмечается его замещение на алевритисто-глинистые разности.

Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез Томской области (участок юрской системы)

Нижневасюганская подсвита, характеризующая кульминационный этап келловей трансгрессии, является межрезервуарной покрышкой, разделяющей пласты Ю21−2 и горизонт Ю1. В литологическом отношении, представлены косослоистыми и плотными аргиллитами, песчаниками серыми с включениями углистого детрита. Мощность алеврито-глинистой составляющей подсвиты от 3 до 29 м и зависит от литологической неоднородности выше и нижележащих песчано-алевритовых пачек.

Песчано-глинистый горизонт Ю1 формировался в период регрессивно-трансгрессивного развития бассейна седиментации, вследствие чего в его строении можно выделить три осадочных толщи (подугольную, межугольную и надугольную). Регрессивная (подугольная толща) залегает на образованиях нижневасюганской подсвиты и в кровле ограничивается подошвой угольного пласта У13, отражающего смену прибрежно-морского режима осадконакопления на континентальный.

По своей композиции подугольная толща неоднородна и в ее составе можно выделить продуктивные пласты Ю13 и Ю14. В большинстве скважин границей раздела для этих резервуаров служит либо алевролито-глинистый прослой, либо прослой карбонатизированных песчаников. В литологическом отношении коллектора, сложены светлосерыми, полимиктовыми, косослоистыми, средне-мелкозернистыми песчаниками, с включениями гнезд пирита и растительного детрита.

Формирование межугольной толщи характеризует максимальное сокращение морского бассейна и распространение в пределах изучаемой территории континентального режима осадконакопления. Объемы межугольной толщи выделяются по присутствия в разрезе угольных пластов У13 (в ее подошве) и У12 в кровле. Выделяемые здесь песчаные разности индексируются пластом Ю12. Мощность песчаного пласта характеризует либо отложения русел (повышенная мощность коллекторов), либо осадки пойменной равнины (частые переслаивания литологических разностей). По данным описаний керна проницаемые пласты представлены среднезернистыми, слоистыми, полимиктовими, глинистыми песчаниками с включениями пирита и углистого детрита. Алевролиты пойменных фаций имеют косослоистую текстуру, повышенную глинистость. Аргиллиты характеризуются окраской от темно-серой до черной.

Надугольная толща (пласт Ю11) выделяется между угольным пластом и подошвой георгиевской или баженовской свит. В литологическом отношении она сопоставима с осадками межугольной толщи. Здесь также выделяют разрезы монолитного резервуара повышенной мощности и толщи частого переслаивания песчаника, алевролита, аргиллита с редкими прослоями углей. Песчаники темно-серые, мелкозернистые, слюдистые, косослоистые с глинистым цементом. Алевролиты серые, крепкосцементированные, косослоистые, глинистые, слюдистые. Аргиллиты темно — серые до черных, плотные. В кровельной части толщи грубозернистые разности имеют зеленоватый оттенок и включения фауны белемнитов. Повсеместно в разрезе отмечается присутствие пирита и углистых прослоев. Общий литологический облик толщи (черный цвет аргиллита, наличие фаунистических остатков) свидетельствует о формировании этих отложений в условиях приливно-отливной равнины, где повышенные мощности коллектора можно связывать с рукавообразными песчаниками русловых промоин. Свиту характеризуют органические остатки: Meleagrinella ovalis, Recurvoides disputabilis, Hoeglundina tjumensis, Кесигvoides disputabilis. Общая мощность васюганской свиты 46−79 метров.

Кимеридж-волжский ярус включает отложения георгиевской, баженовской свит.

Георгиевская свита (J3gr) киммеридж-волжского возраста, представленная осадками морского водоема, среди которых преобладают темно-серые аргиллиты, нередко содержащие прослои известняка и глауконита. Свиту характеризуют органические остатки: Tolupasmmina ex gr. Распространена не повсеместно, и вскрыта скв. 55 (рис. 7) — мощность 6 м. Наиболее выражена в погруженных зонах Нюрольской впадины, где ее мощность достигает 15−20 м, на остальной территории свита либо маломощна (1−2 м), либо отсутствует.

Баженовская свита (J3bg) венчает волжский комплекс. В литологическом отношении это черные, иногда с буроватым оттенком, битуминозные аргиллиты морского глубоководья, сильно окремненные, содержащие включения пирита и прослои известковых пород. По ряду площадей в нижней части свиты, отмечены прослои непроницаемых зеленых, глауконитовых песчаников, выделяемых в барабинскую пачку. Свиту характеризуют органические остатки: Kachpurites sp. Indet., Dorsorlanitinae, Spiroplectammina vicinalie, Dorothia tortuosa. Мощность свиты составляет 8−40 м.

Меловая система в разрезах скважин представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел, залегающий согласно на отложениях баженовской свиты, в объеме бариас-валанжина (куломзинская и тарская свиты) и готерив-баррема (киялинская свита).

Куломзинская свита (K1klm) представлена осадками глубоководно- и мелководно-морского генезиса и распространенны повсеместно и вскрыты почти всеми пробуренными скважинами. В литологическом отношении свита сложена серыми аргиллитами, опесчаненными в кровле. В объеме свиты выделяются три продуктивных пласта Б16−20, Б10, Б8. Резервуары Б16−20 (ачимовская пачка), выделяемые в подошвенной части аргиллитовой толщи, формировались в условиях крутопадающего шельфового склона, образовывая выдержанный клиноформный песчаный комплекс.

Вследствие генетических особенностей формирования, пласты Б16−20 на Мыльджинской площади обладают значительной литологической изменчивостью, вплоть до полного замещения глинами в восточной, западной и южной частях структуры.

В литологическом отношении резервуар представляет чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светлосерые, в основном мелкозернистые, косослоистые и тонко-горизонтальнослоистые. Алевролиты серые, темносерые, глинистые. Песчаники и алевролиты по составу кварц — полевошпатовые, песчаники сцементированы хлоритовым, гидрослюдистым, реже каолинитовым цементом.

Пласт Б10 приурочен к верхней части куломзинской свиты. Литологически представлен светлосерыми с зеленоватым оттенком песчаниками и алевролитами мелко-среднезернистыми, преимущественно полевошпатовыми. Аргиллиты зеленовато-серые, алевритистые, плитчатые.

Пласт Б8, залегающий стратиграфически выше резервуара Б10, представлен двумя проницаемыми прослоями, разделенными глинистой пачкой небольшой мощности.

Свита характеризуется органическими остатками: Temnoptychites sp. Inted, Tollia sp. Inted, Pseudolamfrckina tararica. Общая мощность куломзинской свиты составляет 269 — 322 метра.

Тарская свита (K1tr) залегает согласно на отложениях куломзинской свиты. Песчано-глинистые отложения свиты, сформированные в прибрежно-морских условиях, представлены светло-серыми и серыми, средне-мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми, слоистыми песчаниками, а также серыми и светло-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, часто с большим включением растительных остатков аргиллитами. Свита характеризуется органическими остатками: Теmnoptychites sp. Indet, Globulina praelacrima.

Общая мощность тарской свиты 70 -104 метра.

Общая мощность берриас-валанжира 359 — 426 метров.

Киялинская свита (К1kls) готерив-барремского возраста залегает согласно на отложениях тарской свиты. Осадки сложены прибрежно-континентальными серыми, темно-серыми, иногда зеленоватыми песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами, местами имеющими слабую пестроцветную окраску, буровато- и зеленовато-серого тонов. Свита характеризуется органическими осадками: Gleichenites sp., Sphenopteris, Darvinula Barabinskensis. Общая мощность киялинской свиты 497 — 553 метра.

Верхний отдел меловой системы залегает согласно на нижнем отделе, и представлен апт-альб-сеноманом (алымская, покурская свиты), туроном (кузнецовская свита), коньяк-сантоном (ипатовская свита), сантон-кампаном (славгородская свита) и маастрихт-датским ярусами (ганькинская свита).

Алымская свита (К1al) раннеаптского возраста залегает согласно на отложениях киялинской свиты, и четко подразделяется на две подсвиты.

Нижняя часть свиты, сложена осадками прибрежно-морского и морского происхождения, представлена переслаиванием песчаников, глинистых песчаников и глин.

Верхняя часть свиты, представлена глинами кошайской пачки, сформированными в морских условиях. Органические остатки: Cleicheniaceae/Cleicheniidites tripex, Sphagnum spp.

Общая мощность алымской свиты составляет 25 метров.

Покурская свита (К1−2рг) апт-альб-сеноманского возраста залегает согласно на отложениях алымской свиты и представлена переслаиващимися сероцветными песчаниками сформированными в континентальных условиях, с пачками пластов, сформированными в морских и прибрежно-морских условиях, представленными темно-серыми глинами, серыми и светло-серыми алевролитами и песчаниками с прослоями глин. Встречаются включения зерен янтаря. Свиту характеризуют органические остатки: Ammobaculites Fragmentarius, Lega sp. Indet. Общая мощность покурской свиты составляет 777 — 824 метров.

Кузнецовская свита (К2кz) туронского возраста залегает согласно на покурской свите. Отложения были сформированы в условиях крупной морской трансгрессии. Представлены серыми и темно — серыми глинистыми породами, которые местами в кровле замещаются глинисто — кремнистыми отложениями. Свита характеризуется органическими остатками: Cilicides westsibiricus, Gaudryinopsis finliformis. Общая мощность кузнецовской свиты 9−26 метров.

Ипатовская свита (K2ip) коньяк-сантонского возраста залегает согласно на отложениях кузнецовской свиты и представлена морскими песчаниками с глауконитом, часто с опоковым цементом, с прослоями глин. Общая мощность ипатовской свиты 107−145 метров.

Славаородская свита (K2sl) сантон-кампановского возраста залегает согласно на отложениях ипатовской свиты и представлена толщей серых и зеленовато-серых глин, участками опоковидных, с прослоями серых, глинистых алевролитов сформированными в прибрежно-морских и континентальных условиях. Свиту характеризуют органические остатки: Spiroplectammina optata, Brotzenella. Общая мощность славгородской свиты 36 — 60 метров.

Ганькинская свита (К2gn) маастрихт-датского возраста залегает согласно на отложениях славгородской свиты и характеризуется сравнительно однообразной толщей серых, известковистых глин и мергелей серого и зеленовато-серого цвета, содержащей обильные органические остатки: Brotzenella praeacuta, Spiropctammina Kazanzevi, S. Variabilis, Candryna rugosa spiinulosa. Общая мощность ганькинской свиты 74−104 метра.

Палеогеновая система залегает согласно на меловой системе. Отложения палеогеновой системы сложены морскими глинами талицкой свитой палеоценового возраста и люлинворской, чееанской, некрасовской свитами эоцен-олигоценового возраста, сформированными в озерных, озерно-болотных и озерно-аллювиальных условиях. Система представлена чередованием сероцветных песков, алевролитов и глин с прослоями бурых углей. Органические остатки палеогеновой системы: талицкая свита -Cibidoides insbgnitus, Ammoscalaria fribilis, Cibicidoides favorabilis; люлинворская свита — Spongerus biconstrictus, Heliodiscus lentis, Textularia carinatiformis; чеганская свита- Liosphaeridae, Brotzonella munda.

Общая мощность палеогена 308 — 420 метров

Четвертичная система залегает несогласно на отложениях палеогеновой системы. Отложения сформированы морскими, ледниковыми, озерно-ледниковыми, аллювиальными и другими континентальными осадками. Представлены песками мелко- и среднезернистыми, местами глинистыми с мелкими растительными остатками, глинами серого цвета, растительными остатками в виде торфяника. Моренные отложения состоят из плотных супесей и суглинков с включением галек и валунов. Общая мощность четвертичной системы около 50 метров.

1.3.2 Тектоника

В тектоническом плане район работ располагается в пределах южной части центральной Западно-Сибирской складчатой системы герцинского возраста. Система занимает всю центральную часть Западно-Сибирской плиты (рис. 4), пересекая ее с юга на север. Заложена она была в силуре или начале девона на байкальском и салаирском складчатом основании. Герцинский возраст центральной части плиты подтверждается не только типом структурных зон, развитых в фундаменте, но и составом пород, вскрытых скважинами. Доюрский комплекс отложений служит фундаментом для мезозойско-кайнозойского чехла. В результате унаследованных движений структурно-формационных зон фундамента в мезозое-кайнозое были сформированы консидементационные структуры платформенного чехла.

Согласно тектонической карте фундамента участок работ находится в пределах крупной положительной структуры доюрского фундамента — Васюган-Пудинского инверсионного антиклинория. Васюган-Пудинский антиклинорий сложен интенсивно дислоцированными и глубоко метаморфизованными комплексами предположительно позднего докембрия, а осложняющие его синклинали представлены средне-верхнедевонскими карбонатно-терригенными толщами. С запада и востока Васюган-Пудинский антиклинорий ограничен Колтогорско-Уренгойским и Усть-Тымским грабен-рифтами, в результате развития которых, антиклинорий в начале мезозоя испытывал воздымание и денудацию. Вся площадь работ покрыта сетью разломов, оперяющих грабен-рифты и протягивающихся с юго-запада на северо-восток. В строении грабен-рифтов принимают участие два структурно-формационных комплекса: собственно рифтовый, представленный интрузивными базитовыми образованиями и грабеновый, представленный преимущественно вулканогенно-осадочными образованиями.

На современном этапе изучения палеозойских образований установлена высокая степень дислоцированности доплатформенного комплекса и унаследованности структур поверхности фундамента платформенными мезозойско-кайнозойскими структурами первого, второго и иногда третьего порядка. Наиболее полно унаследованность структурами чехла геосинклинальных структурных форм фундамента наблюдается в зонах развития позднегерцинской складчатости, что характерно и для района работ.

Согласно «Тектонической карте юго-востока Западно-Сибирской плиты» (ред.К. Н. Микуленко. 1979 г.) Мыльджинский вал по отложениям осадочного чехла находится на востоке Средневасюганского мегавала, на границе с Усть-Тымской впадиной (см. рис. 5). Значительную роль в формировании тектонического облика участка работ играют дизъюнктивные нарушения. Как и на всей территории Западно-Сибирской плиты, в районе работ в региональном плане можно выделить две основные системы разломов северо-западного и северо-восточного простирания. Разломы северо-западного простирания представляют собой нарушения секущие только отложения фундамента. Северо-восточные, связанные с Усть-Тымским

Рис. 4. Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты (фрагмент)

грабен-рифтом, представляют собой разломы, секущие фундамент и доплитный комплекс. Мыльджинский вал осложнен структурами III порядка: Мыльджинской, Мыгинской и Южно-Мыльджинской.

По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) Мыльджинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания с размерами по оконтуривающей изогипсе (структурная карта Г. К. Фирсовой 1994 г.) — 2325 м, 28×15 км и амплитудой 125 м. Восточный склон структуры довольно крутой, углы падения на уровне отражающего горизонта IIа достигают на отдельных участках 3−6 градусов), западный же наоборот относительно пологий. Поднятие осложнено рядом более мелких структур четвертого порядка. Вверх по разрезу структура постепенно выполаживается, происходит уменьшение амплитуды поднятия и сокращение углов наклона крыльев.

1.3.3 Газоносность

Мыльджинское газоконденсатное месторождение расположено в пределах Средневасюганского нефтегазоносного района. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями васюганской свиты верхней юры и куломзинской свиты нижнего мела.

Незначительные газо- и нефтепроявления были отмечены при испытании нижней части отложений тюменской свиты (пласт Ю7 в скв. 56) и на ее контакте с корой выветривания.

В скв. 1 и 4 из коры выветривания получены незначительные притоки газа. Основными промышленно продуктивными являются пласты: Б8, Б10, Б16−20 (куломзиннская свита), Ю11−2, Ю 13−4, Ю2 (васюганская свита).

Схема размещения разведочных и газодобывающих скважин, а также запроектируемых скважин на Мыльджинском месторождении приведены на рис. 6.

Согласно ранее существовавшим представлениям, нерасчлененный песчаный горизонт Ю1 (рис. 7), включающий пласты Ю11−2, Ю13−4 и песчаный пласт Ю3 образуют газоконденсатную залежь с нефтяной оторочкой, выделяемой в северозападной части месторождения. Положение плоскости ГВК условно принято на абсолютной отметке 2321 м. Положение ВНК условно проводится на отметке 2333 м. Продуктивность пласта Ю1−2 подтверждается результатами испытаний 16 скважин, из

Рис. 6. Проектная схема размещения дополнительного фонда эксплуатационных и газодобывающих скважин на карте суммарных линейных запасов по горизонту Ю1 Мыльджинского месторождения

Рис. 7. Структурная карта и положение водоуглеводородных контактов пласта Ю13 Мыльджинского месторождения

которых получены фонтаны газа с абсолютно свободными дебитами от 23,3 до 1353 тыс. м3сут. Одновременно с газом из скважин поступало значительное количество конденсата. Приток нефти дебитом 20 т/сут получен из скв. 53 на западе месторождения, а так же из скв. 17, 21, 32, 42, 44, где дебит равен 3,4−15,8 т/сут. Общая мощность пласта Ю1+2 — 46,4−108 м. Открытая пористость пород коллекторов 11−24% при проницаемости параллельно напластованию до 1092 мД. Газонасыщенность в песчано-алевролитовых пластах имеет значение в среднем 71,5%. Залежь газа пласта Ю1+2 является массивной. Этаж газоносности 74 м.

По результатам испытания пласта Ю11 скв. 8, 17, 51 на северо-восточном склоне Мыльджинского поднятия выделяется литологически экранированная залежь нефти, за счет глинизации песчаников Ю11 в сводовой части структуры. Уровень ВНК установлен в скв.8 на абсолютной отметке 2364 м. Дебиты нефти получены из скв. 17, 21, 51 составили 0,004−3,4 т/сут.

Пласт Б16−20 прослеживается в подошве отложений куломзинской свиты валанжина, выделяется не всегда точно и не имеет повсеместного распространения в пределах месторождения. В южной части площади замещается глинистыми разностями и как пласт коллектор не выделяется. Продуктивность пласта установлена на основании испытания скв. 4, 12, 32, в которых получены фонтаны газа дебитом 27,3−139,5 тыс. м3сут. В газе отмечается конденсат.

Общая мощность пласта изменяется от 6,8 до 50,4 м. Эффективная равна 1,2−33,2 м. Количество прослоев песчаника, составляющих эффективную мощность, равно 8−10. Газонасыщенная мощность равна 1,2−20 м.

Пласт Б16−20 имеет сложное геологическое строение, в связи с чем положение газоводяного контакта по БКЗ и РК не выделяется. За положение условного ГВК принимается отметка нижней дыры перфорации в скв. 4, из которой получен фонтан сухого газа, т. е. отметка — 2181 м.

Пласт Б16−20 имеет низкие коллекторские свойства. Большинство образцов оказалось непроницаемыми, что связано с высокой карбонатностью пород. Залежь газа в пласте является литологической. Этаж газоносности — 40 м.

Пласт Б10 приурочен к средней части разреза куломзинской свиты валанжина. Залегает на 108 м гипсометрически выше пласта Б16−20. Фациально неустойчив и прослеживается лишь в северной и северо-восточной частях Мыльджинской площади.

Продуктивность пласта подтверждается результатами испытания 6 скважин, из которых фонтан газа с дебитами от 110,8 до 366,5 тыс. м3сут. Газ содержит конденсат. Общая мощность пласта изменяется от 6 до 34,8 м, эффективная — 1,2 — 22 м, которую слагает прослои песчаников в количестве 3−13. Газонасыщенность — 1,2−22 м. Плоскость ГВК проводится условно по подошве пласта Б10 в скв. 17 по отметке-2154,5 м.

По составу породы пласта Б10 неоднородны. Наиболее опесчанены они на восточном крыле. В западном направлении происходит постепенная глинизация пород, а на западном крыле и южной переклинали песчано-алевролитовые разности пласта полностью замещаются глинами.

Открытая пористость пластов-коллекторов колеблется от 11,1 до 25,6%, проницаемость от 1,4 до 964 мД. Карбонатность достигает 29−34%. В целом, коллекторские свойства сравнительно хорошие. Залежь газа по типу является литологической. Этаж газоносности составляет 104,6 м.

Пласт Б8 приурочен к верхней части отложений куломзинской свиты валанжина. Залегает гипсометрически выше пласта Б10 и отделяется от него 70-метровой толщей аргиллитов. Прослеживается на площади повсеместно, однако имеет тенденцию к глинизации в наиболее погруженных частях структуры на восточном крыле (скв. 3,25).

Продуктивность пласта установлена по результатам испытания скв. 1, 25, 24. В скв.1 получен фонтан газа с конденсатом; дебит газа 182 тыс. м3сут.

Общая мощность пласта равна 13,2−47,6 м., эффективная 2,4−21,6 м., газонасыщенная — 2−6,8 м.

Ориентируясь на результаты испытания скв. 1, 24, 2, а также на БКЗ скв. 1, 16, 24, 32 граница ГВК проводится на отметке 2003 м. Открытая пористость пород-коллекторов составляет 11,6−29,3% при проницаемости 0,8−1548 мД. Залежь пласта Б8 является пластовой. Этаж газоносности 23 м.

1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические характеристики. ФГМ объекта

В разрезе Мыльджинского месторождения промышленная нефтегазоностность занимает большую часть отложений юрского возраста. Эти отложения разделяются на нижне- и среднеюрские песчано-глинистые образования местами угленосные, и верхнеюрские образования морского генезиса (глинистые и алевролитовые породы). Меловые отложения представлены морскими и озёрно-аллювиальными фациями, со следующими физическими параметрами — м/с, г/.

Эоценовые и нижнеолигоценовые отложения сложены двумя комплексами осадков: нижний — кремнистый, верхний — глинистый и алевролитовый. Олигоценовые континентальные алевролито-глинистые отложения характеризуются следующими физическими параметрами: м/с;.

Диабазовые порфиры, кварцевые диориты, карбонатизированные долериты палеозойского возраста характеризуются значениями Омм и мВ, что позволяет выделить их методами КС и ПС.

Отложения триасовой и юрской системы тюменской свиты представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников (преимущественно серых и тёмно-серых) и углей. По удельному сопротивлению отложения хорошо дифференцируются из-за частого переслаивания плотных и проницаемых пластов; мВ. Кровля тюменской свиты хорошо выделяется по подошве аргиллитовой пачки васюганской свиты, у которых, мВ. Верхняя часть васюганской свиты представлена песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами, которые характеризуются более высокими значениями, и мВ. Уголь в юрских отложениях характеризуется высокими значениями сп=90 — 300, очень низкими значениями радиоактивности и мВ.

Образования баженовской свиты представлены тёмно-бурыми (до чёрных) битуминизированными плотными глинистыми аргиллитами. Эти отложения уверенно выделяются методами КС, ПС и ГК, в связи с высокими значениями, г=50 и более мкР/ч и мВ.

Отложения куломзинской свиты представлены толщей аргиллитов с линзами и прослоями алевролитов и песчаников. В нижней части отложения характеризуются низкими значениями и мВ. Лишь в верхней части наблюдается незначительная дифференциация по и.

Тарская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов характеризующихся резкой дифференциацией по кривым и;, мВ.

Комплекс пород киялинской свиты представлен частым переслаиванием зелено-цветных и пёстро-цветных комковатых глин, алевролитов и песчаников, которые характеризуются низким и незначительной дифференциацией по потенциалу естественного электрического поля мВ.

Отложения нижней части алымской свиты, сложенные алевролитами и песчаниками, отмечаются высокими значениями, и высокими мВ. В верхней части свита, сложена тёмно-серыми глинами, которые характеризуются низкими и мВ.

Отложения покурской свиты слабо дифференцируются по и составляют, мВ.

Отложения кузнецовской, ипатовской, славгородской, ганькинской свит сложены, в основном, серыми глинами, которые характеризуются низкими значениями, равного 2−3,5 и мВ.

Кайнозойские отложения представлены преимущественно глинистыми разностями, имеющие значения УЭС равные 5−7, а потенциал ПС — 2−5 мВ.

Четвертичные отложения представлены песками желтовато-серыми, разнозернистыми, суглинками и глинами желтовато-серыми толщиной до 50 метров.

Обобщенные сведения физических свойств горных пород, слагающие геологический разрез месторождения Западной Сибири представлены в таблице 1.

Таблица 1 Физические свойства основных разновидностей горных пород, слагающие геологический разрез

Породы

Плотность

у (г/см3)

Сопротивление, сп (Ом*м)

Радиоактивность, г (мкр/ч)

Скорость, хр (м/с)

Глины

2,1−2,4

2−40

6−14

1200−2500

Песчаники

2,2−2,5

2−30

3−8

1500−5500

Плотный карбонатизир. песчаник

2,3−2,7

15−240

4−7

3000−6000

Аргиллиты

2,3−2,6

2,5−7

5−12

5000−7500

Алевролиты

2,4−2,7

1,8−18

8−11

1500−4500

Угли

1,2−1,9

100 и более

0,5−3

1000−2500

Известняки

2,6

50−2400

2−8

3000−7100

Физико-геологическая модель продуктивной части

Мыльджинского месторождения

В разрезе юрских отложений вскрыты пласты Ю11, Ю12, Ю13−4 и Ю2−3. При сопоставлении разрезов можно отметить, что пласты мало отличаются по эффективным мощностям и фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), которые рассчитывались по составленным петрофизическим уравнениям и зависимостям для коллекторов Мыльджинского месторождения и по обобщенным алгоритмам для Средне-Васюганского мегавала (см. табл. 2 и 3), но существенно различаются по характеру и степени насыщения коллекторов.

В целом горизонт Ю1 характеризуется невысокой расчлененностью равной 7−10 и, сравнительно, высокими значениями коэффициентов песчанистости от 0,455 до 0,591. Пористость коллекторов изменяется в скважине от 0,115 до 0,194, средневзвешенное значение составляет 0,175. Проницаемость коллекторов изменяется в скважине от 0,6 до 85,9 мД, средневзвешенное составляет 36,6 мД. Нефтегазонасыщенность изменяется от 0,324 до 0,831, средневзвешенное значение составляет 0,645.

Коллектор в пласте Ю11 характеризуется низкими ФЕС: hэфф=0,8 м, Кп=0,130−0,140, Кпр=1,6−2,0 мД, но высоким Кнг=0,694−0,759. При удалении на 55,0 м (по кровле пласта) от условного уровня контакта, принятого на абсолютной глубине -2329.2 м водонасыщенность этого пропластка составила Кв=0,306, что ниже минимально возможных значений 0,409 и свидетельствует о присутствии только минерально связанной воды. По своим параметрам этот песчаник интерпретируется как газонасыщенный:

по методике разделения коллекторов по зонам нефтегазонасыщенности, построенной на основе расчетов коэффициентов водонасыщенности с учетом капиллярых давлений и фазовых проницаемостей этот прослой попадает в зону с предельно возможной для него нефтегазонасыщенностью и по характеру насыщения газонасыщен с отсутствием свободной воды в поровом пространстве;

по методике оценки характера насыщения и обводненности коллекторов по их удельному электрическому сопротивлению, водонасыщенности и пористости, построенной с учетом фазовых проницаемостей этот коллектор газонасыщен и находится далеко за пределами зоны обводнения (рис. 8).

Пропластки коллекторов в пласте Ю12 выявлены во всех рассматриваемых скважинах. При этом количество песчано-алевролитовых тел изменяется от 3 до 5 с общей эффективной мощностью от 2,2 до 5,5 м. Фильтрационно-емкостные свойства невысокие: пористость изменяется от 0,125 до 0,176 (средневзвешенное значение 0,147), проницаемость от 0,6 до 14,8 мД (средние значения 6,3 мД). Коэфициенты нефтегазонасыщенности изменяются от 0,355 до 0,672, и зависят не только от коллекторских свойств, но и в большей степени от расстояния до условного уровня ГВК. Свидетельством тому являются трехмерные распределения коллекторов по удельным электрическим сопротивлениям, относительным амплитудам ПС и высотам над условным уровнем ГВК (рис. 9). Только у прослоев, расположенных на удалении от контакта более 50 м сп зависит только от ПС (точки с красноватыми оттенками), что является признаком их «предельного» насыщения для условий Мыльджинского месторождения.

Выявленные закономерности позволили построить зависимости удельных электрических сопротивлений, исправленных за глинистость от расстояний до условного уровня ГВК не более 40 м (рис. 10) и удельных электрических сопротивлений от относительной амплитуды ПС для коллекторов, удаленных от контакта более 45 м (рис. 11).

Рис. 8. Оценка характера насыщения и прогноз обводненности пластов

Рис. 9. Распределение коллекторов по удельным электрическим сопротивлениям, относительным амплитудам ПС и абсолютным высотам над условным уровнем ГВК

Необходимо отметить, что зависимость с учетом расстояния до ГВК построена на основе скважин с известными уровнями контакта (скв. №№ 129, 132 и 211), а по остальным скважинам он определялся по наилучшей сходимости параметров и составил для скв. № 110−2290 м, скв. №№ 108,111−2310м, скв. №№ 104, 113, 115, 116, 117, 118−2320м, скв. № 107−2321, скв. №№ 211, 131−2329м. По зависимости Rп=F (ПС) с учетом условного ГВК возможна оценка степени насыщения коллекторов (зоны «предельного» насыщения) и выделение карбонатизированных прослоев, обладающие завышенными сопротивлениями, например, к таким следует отнести отдельные пропластки скважин №№ 111, 113, 116, 121 (см. рис. 11). Естественно, что представленные зависимости не охватывают весь спектр параметров, влияющих на Кнг, например, песчанистость разреза до ГВК: чем выше коэффициент Кпесч., тем меньше по толщинам переходная и зона остаточного водонасыщения и, соответственно резче переход к предельно насыщенной зоне.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой