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”: JМЗ/JБЗ(2ННК-Т)=f(Кпкерн), ∆Т=f(Кпкерн). 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 Кп=5% при Кпр=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 Jγ=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 Jnn по сравнению с плотными вмещающими разностями. По акустическому каротажу для коллекторов отмечается увеличение ΔТ относительно значения ΔТгр, рассчитанного по величине Кп гр=5%.
Общая пористость коллекторов определена по 2ННК-Т (Кп=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 КпННК-Т.
Коэффициенты нефтенасыщенности коллекторов залежи определены по зависимости, предложенной в предыдущем подсчете. Величины Кн по новым скважинам находятся на уровне определений Кн 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
| № скв. | Абсолютная отметка кроли, м | Абсолютная отметка подошвы, м | hэф, м | hн/н, м | Результаты испытаний |
| 1868,3 | 1818,4 | 10-15 | 4,8 | С интервала (а.о. 1873-1880м) приток нефти деб 10м3/сут | |
| 1872,8 | 1888,4 | 10-15 | 2,2 | Получен приток воды | |
| 1866,1 | 1878,5 | 10-15 | 5,2 | С интервала (а.о. 1854-1894м) приток нефти деб 63м3/сут | |
| 1876,4 | 1878,3 | <10 | 1,9 | С интервала (а.о. 1876,5-1878,4м) приток нефти деб 35,6м3/сут | |
| 1861,3 | 1876,7 | 10-15 | 7,0 | С интервала (а.о. 1858-1873м) приток нефти деб 13,7м3/сут | |
| 1869,5 | 1887,3 | >15 | 4,6 | С интервала (а.о. 1869-1882м) приток нефти деб 7,2м3/сут | |
| 1860,8 | 1880,2 | 10-15 | 10,2 | С интервала (а.о. 1868,7-1884,4м) приток нефти деб 67,9м3/сут |