Промыслово-геофизические исследования Дубровского месторождения

определялась по данным радиактивного каротажа (ГК и НГК) с использованием результатов исследований керна.

        По всем скважинам, измерения НГК выполнены аппаратурой, проэталонированной в стандартных единицах.

         Это позволило определить водосодержание продуктивных пород по обобщенной зависимости:  Inγ,ст.ед.=ƒ (Кп), составленной тематической партией объединения «Западнефтегеофизика» ( рис 2.1).

         Процедура определения водородосодержания состоит в следующем: по комплексу каротажных кривых выделялись пласты, в показания НГК и ГК вводились поправки на гамма-фон и толщину пласта. Затем определялась кажущаяся пористость Кп^п (водосодержание породы, определенное по НГК, АК) без учета глинистости) с учетом влияния скважины по зависимости:

Inγ,ст.ед.=ƒ (Кп)                            (2.1)

        После получения величин водосодержания   при определении пористости и вещественного состава пород включалась в работу программа RWSWPX (граф с акустикой) в которой рассчитываются оптимальные объемы составляющих породу двух основных минералов: доломита, известняка и пор по данным АК и НГК.

         Применяемая методика определения емкости проконтролирована методом определения пористости по данным акустического каротажа. Пористость по АК определена по уравнению среднего времени. На основании изучения скорости прохождения ультразвуковых волн в скелете породы и в пластовой воде получено следующее уравнение для определения пористости продуктивных пород, представленных известняком:

Кп(известняк)=(Δt-155)/4.03                       (2.2)

         По данному уравнению рассчитаны значения пористости пластов по ряду скважин с наиболее характерным разрезом для карбонатов межсолевых отложений. По формуле (2.2) получены значения полной пористости (Кп^п) по АК. Необходимо отметить, что при расчете пористости вышеуказанным методом учитывались, главным образом, те пласты, которые обладают межзерновой емкостью. В результате сравнения значений пористости по карбонатным отложениям рассматриваемого месторождения, рассчитанных различными способами (НГК, АК) относительная погрешность от среднего по скважинам не превышает 2.0%. Сравнение значений пористости, рассчитанных различными методами, указывает на достоверность оценки рассматриваемого параметра.

          Глинистость определялась по данным радиометрии (ГК, НГК) и акустического каротажа (ΔТ) с использованием палетки, составленной тематической партией объединения «Западнефтегеофизика» ( рис 2.2, 2.3).

         По каждой скважине для достоверно установленных пластов-неколлекторов находились значения Кгл и определялись соответствующие им показания кривой гамма-каротажа (Iγ) с учетом необходимых поправок. Переход от нерастворимого остатка (Сно) к объемной глинистости (Кгл) осуществляется по формуле: Кгл≈0.9*Сно                            (2.3)

         В качестве значений нулевой глинистости принимались показания гамма-каротажа в мощных пластах галита.

          На основании указанных выше данных для каждой скважины составлялись индивидуальные зависимости:    Iγ=ƒ (Кгл).

         Значения объемной глинистости пород-коллекторов находились по составленным вышеописанным образом зависимостям с использованием гамма-каротажа (рис 2.4-2.7).

         Переход от объемной глинистости к водосодержанию глинистой фракции в необходимых случаях осуществлялся по формуле:

                                     ΔWгл=0.4*Кгл.                                     (2.4)

         Нефтенасыщенность пород-коллекторов продуктивных межсолевых отложений  Дубровского месторождения определялась тремя методами: