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%.

Общая пористость коллекторов определена по 2ННК-Т (К_п=9,7-10,5%), ГГК-П (Кп=8,7-9,6%), межзерновая – по АК (Кп=5,3-8,0%). Соотношение величин общей и межзерновой пористостей, определенных по 2ННК-Т и АК, подтверждает наличие каверновой составляющей коллекторов в пределах 2-5%. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый.

Результаты определений пористости коллекторов по ГИС и керну отмечается хорошая сходимость результатов. В подсчет по залежи принята по К_п^ННК-Т.

Коэффициенты нефтенасыщенности коллекторов залежи определены по зависимости, предложенной в предыдущем подсчете. Величины К_н по новым скважинам находятся на уровне определений К_н в подсчете запасов 2004г.: 93,1-95,3 %.

5.2.2. Построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного горизонта D₃src.

Для построения карт нам понадобились абсолютные отметки кровли и подошвы пласта в скважинах (Таблица №5.2.2). По данным планшета на отметке 1879м - ВНК. Внутренний контур нефтегазоносности строится при пересечении поверхностей подошвы с ВНК. Внешний контур построили при пересечении поверхностей кровли с ВНК. Далее методом интерполяции были построены структурные карты кровли и подошвы продуктивного горизонта D₃src (Приложение №1, Приложение №2).

Таблица №5.2.2