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., приведены в настоящей работе в виде таблиц. Информация по новым залежам нефти в отложениях C₂m, P₁a, вскрытым вышеуказанными скважинами, представлены в виде схем выделения коллекторов и таблиц.

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 %; охарактеризованность проницаемым керном коллекторов достаточно высокая (информация представлена на схемах выделения коллекторов по скважинам). 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 D₃f₁, D₃f₃, D₃fm₁, C₂m, P₁a.

Залежь в карбонатных отложениях D₃fm₁ (пласт Ф₀)

       Залежь в пласте Ф0 вскрыта скважинами 201, 210, 301, 305, 306, 311, 315. По керну из скважин 210, 305, 311 коллекторы представлены известняками серо-коричневыми за счет почти равномерно пятнистого окрашивания нефтью, сферо-сгустковыми, мелко-среднезернистыми, пористо-кавернозными (размеры каверн 0,5-1 см) за счет выщелачивания центров сфер и межформенного пространства, трещиноватыми. Вмещающими породами служат известняки серые, сгустково-комковатые, слабо глинистые, плотные.

       Толщины проницаемого керна составили 3,9-5,0 м.

       Пористость, определенная по керну в атмосферных условиях, составила 6,4-18,6 % при проницаемости (2,36-394,34)×10^-3мкм². Наименьшая величина пористости по керну соответствует 6,4 % при проницаемости 4,011×10^-3мкм². Каверновая составляющая по 8 образцам керна определена в пределах 1,5-3,5 %. Пористость коллекторов залежи по керну равна 14,0 %.

       Величина остаточной нефтенасыщенности коллекторов залежи равна 1,4-21,6 % (среднее значение – 8,2 %). Определения остаточной водонасыщенности не проводились.

По методам ГИС коллекторы залежи характеризуются величиной удельных сопротивлений по БКЗ 6-23 омм, глубокой депрессией ПС, незначительно увеличенным, номинальным, уменьшенным диаметром скважин по кавернограмме; превышениями r_к потенциал-микрозонда над r_к градиент-микрозонда или совпадением величин r_к, замеренных потенциал- и градиент-зондами по микрокаротажу; по гамма - каротажу минимальными для этой части разреза значениями J_g=1-3 мкр/час; локальными понижениями J_nn по нейтронному каротажу; плотностью в пределах 2,44-2,52 г/см³ по ГГК-П; отклонением величины ΔТ от линии ΔТ_гр, рассчитанной по величине К_п^гр=5 %, по акусти­ческому каротажу.

Общая пористость коллекторов оценивалась по результатам обработки 2ННК-Т, ГГК-П, межзерновая – по АК (табл. 4.2). Определенные по этим методам значения пористости составили: К_п^ННК-Т= 13,4-14,2 %; К_п^ГГК-П=13,4-14,6 %; К_п^АК=11,5-13,5 %. Расхождение величин пористости по нейтронному и акустическому каротажу характеризует каверновую пористость коллекторов ΔК_п=0,6-5,2 %. Тип пористости коллекторов, определенный по качественным характеристикам методов ГИС, по соотношению величин пористости, оцененной по ННК-Т и АК, по описанию керна преимущественно каверново-поровый.

Коэффициенты нефтенасыщенности коллекторов залежи определены по зависимости К_{п эф}=f(К_{п от}), использованной в предыдущем подсчете. Результаты определений К_н по скважинам соответствуют 91,3-92,7 %.

Нефтегазоносность

На месторождении залежи нефти связаны с отложениями нижнефаменского подъяруса и франского яруса верхнего девона, московского яруса среднего карбона и ассельско-сакмарского яруса нижней перми.. Подсчет запасов выполнен по 5 верхним продуктивным пластам:

• Пласт Р1А, as+sk - карбонатный
• Пласт С2m - карбонатный
• Пласт Ф0, D3fm - карбонатный
• Пласт D₃ src - карбонатный
• Пласт А, D₃f₁-терригенный

Залежь нефти в нижнефаменских карбонатных отложениях D₃fm₁ (пласт Ф₀)

       Наличие залежи доказано испытанием в колонне скв. 201, 210, 301, 306.

 В скв. 201 из интервала с а.о. 1745-1754м получено 28м³/сут нефти.

 В скв.210 при совместном опробовании интервалов с а.о. 1746.7-1748.7м и 1750.7-1753.7м получено 14 м³/сут жидкости, из которых нефти 20%. В скв.301 (а.о. -1745,6-1751,6м) получен приток нефти дебитом 10,5м³/сут (затем обводнение за счет перетоков).

 В скв. 306 получен приток нефти дебитом 52м³/сут (а.о. -1738-1741м).

По ГИС нефтенасыщенные коллектора выделены в скв.201, 210, 301, 302, 305, 306, 311, 315. В остальных скважинах пласт нефтенасыщен до подошвы. Самое низкое положение подошвы целиком нефтенасыщенного пласта установлено в скв. 201 на а.о. – 1752.9 м.

Получение притока нефти и минерализованной воды с нефтью в скв. 210, проперфорированной в интервале 1746.7-1753.7м может быть связано как с тем, что скважина расположена в зоне ВНК, так и с заколонным перетоком. Согласно имеющимся материалам (АКЦ от 06,10.2002г) состояние цементного камня за колонной характеризуется плохим сцеплением или отсутствием сцепления с колонной в интервале 1050-1858м. Кроме того, в результате аварии в скв.210 на глубине 2050м и забурки второго ствола с глубины 1312м в этом интервале остался необсаженный первый ствол на небольшом горизонтальном удалении (12-15м). Все это создает благоприятные условия для заколонных перетоков минерализованной воды.