Месторождение Белокрыл и Луч.Пласт D3src., страница 4

Глава 5. Геофизические исследования скважин и результаты интерпретации.

5.1. Условия проведения ГИС.

Бурение скважин 201-301 в перспективных на нефть отложениях P₁a-D₃ осуществлялось на воде и глинистых растворах различной минерализации с параметрами: удельный вес 1,16-1,32 г/см³, вязкость 28-95 сек. Удельные электрические сопротивления буровых растворов при проведении ГИС (по БКЗ) составили 0,4-5,6 Омм.

При проводке скважин 302-315 применялись полимерные буровые растворы плотностью 1,09-1,14 г/см³, вязкостью 30-65 сек, водоотдачей 3,5-15 см³/мин. Удельные электрические сопротивления буровых растворов по скважинной резистивиметрии и БКЗ при проведении ГИС составили 0,1-0,25 Омм. Минерализация пластовых вод составляет 207 г/л (D₃src); пластовая температура - 62ºС; удельное сопротивление пластовых вод - 0,027 Омм (D₃src).

5.2. Результаты интерпретации ГИС.

Для обработки и интерпретации использовались материалы геофизических исследований скважин 201, 203, 204, 210, 301, 305, 306, 311, 315, вскрывших залежи нефти в отложениях D₃f₁, D₃f₃, D₃fm₁, C₂m, P₁a. Результаты обработки и интерпретации геофизических исследований коллекторов залежей D₃f₁, D₃f₃, D₃fm₁, представленных в подсчете запасов 2004 г.

Следует отметить наличие значительного объема керна из отложений выявленных залежей в скважинах 305, 306, 311, 315. Вынос керна из интервалов залегания продуктивных коллекторов составил 70-100%. Результаты лабораторных исследований керна использованы для построения зависимостей типа “ГИС-керн”: J_МЗ/J_БЗ(2ННК-Т)=f(К_п^керн), ∆Т=f(К_п^керн). По указанным зависимостям выполнялись определения пористости коллекторов залежей.

5.2.1. Результаты интерпретации залежи в карбонатных отложениях D₃f₃ (D₃src)

В контуре залежи расположены скважины 201, 210, 301, 302, 305, 306, 311, 315. По керну из скважин 305 и 315 коллекторы залежи представлены известняками серыми, сферо-сгустковыми, водорослевыми, прослоями и пятнами окрашенными коричневой нефтью, мелко-среднезернистыми, неравномерно пористыми, кавернозными, трещиноватыми. Вмещающие породы сложены известняками серыми, плотными, слабо глинистыми.

Толщины нефтенасыщенных известняков по керну составили 0,75-1,4м, характеризуются пористостью, замеренной в атмосферных условиях, 5,0-19,0% при газопроницаемости (1,098-406,073)×10^-3мкм². По результатам исследований керна из скв.305 подтвердилась величина граничной пористости: наименьшее значение пористости К_п=5% при К_пр=3,764×10^-3мкм². Каверновая составляющая, определенная по 3 образцам из скв. 305, равна 1,6-2,3%. Пористость проницаемых известняков по керну составила 10,4%.

Остаточная нефтенасыщенность коллекторов залежи определена по скв.305 в диапазоне 6,15-16,4% (среднее значение – 12,4%), в скв.315 3,9-16,4% (среднее значение – 10,7%). Определения остаточной водонасыщенности коллекторов не проводились.

По комплексу ГИС нефтенасыщенные коллекторы залежи характеризуются величинами удельных сопротивлений по БКЗ в пределах 35-85Омм; депрессиями ПС, номинальным, незначительно увеличенным, реже уменьшенным диаметром скважин по кавернограмме; иззубренностью кривых микрокаротажа при совпадении величин ρк, замеренных потенциал- и градиент-микрозондами, реже превышением показаний потенциал-микрозонда над показаниями градиент-микрозонда. Приведенные по микрокаротажу характеристики свидетельствуют о фильтрационной неоднородности коллекторов. По гамма-каротажу величина естественной радиоактивности J_γ=0,9-2,5 мкр/час. Плотность известняков, определенная по ГГК-П, составила 2,50-2,57г/см³. По нейтронным методам коллекторы характеризуются снижениями показаний J_nn по сравнению с плотными вмещающими разностями. По акустическому каротажу для коллекторов отмечается увеличение ΔТ относительно значения ΔТ_гр, рассчитанного по величине К_{п гр}=5%.