1.3. Коллекторские и физические свойства нефтегазоносных пород

Коллекторами являются три литотипа, отличающиеся по геолого-геофизическим параметрам: песчаники, алевролиты и глинистые алевролиты. Коллекторские свойства полимиктовых пород изменяются в широких пределах как с глубиной, так и по простиранию. Пористость изменяется от 0,05 до 0,35 и более (сеноман), проницаемость – от 0,1 до 3000 фм², коэффициент нефтегазонасыщенности – от 0,2 до 0,9. Толщина пластов-коллекторов сильно изменяется в пределах каждого горизонта, преобладают толщины 2-5 м. В пределах пласта-коллектора присутствуют глинистые и уплотненные карбонатизированные пропластки, которые затрудняют интерпретацию ГИС.

1.4. Термобарические условия

Естественная температура в интервалах залегания продуктивных пород изменяется с 30-40 до 110-180 ^оС (в зависимости от глубины залегания пород и района). Величина геотермического градиента составляет 3-4 ^о С/100 м на севере ЗСП и 2,6-5,3 ^о С/100 м - в районах Среднего Приобья.

1.5. Минерализация пластовых вод

Основные нефтегазоносные комплексы приурочены к нижнему гидрогеологическому этажу, в котором выделяются три основных водоносных комплекса: юрский, неокомский и апт-сеноманский. В продуктивных отложениях имеют место различные варианты изменения химического состава и минерализации пластовых вод как в пределах одного пласта по площади месторождения, так и от пласта к пласту по разрезу. Преобладает в основном минерализация 20-45 кг/м³. По типу воды делятся на гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-натриевые, хлормагниевые (редко), хлорнатриевые, хлоркальциевые. Преобладают хлоркальциевые воды.

1.6. Технологические условия бурения скважин и проведения гис

При бурении до проектной глубины используется промывочная жидкость (ПЖ), приготовляемая из порошкообразной бентонитовой глины или нарабатываемая в процессе бурения глинистых толщ. Для обработки ПЖ используют кальцинированную соду и углещелочной реагент в количестве от 0,5 до 1,0 % по массе от объема ПЖ, а также другие реагенты - понизители водоотдачи и разжижители: сунил, нитролигнин, игитан, КМЦ. Хлористый кальций и кальцинированная сода используются для понижения точки замерзания ПЖ.

Промывочные жидкости на нефтяной основе (РНО) применяются только при бурении базовых скважин. С применением РНО отбор керна осуществляется с сохранением естественной водонасыщенности. Как правило, в базовой скважине производится замена РНО на глинистую ПЖ (РВО) и выполняется дважды расширенный комплекс ГИС: на РНО и РВО. Геолого-геофизические данные базовых скважин используются для обоснования методик интерпретации материалов ГИС и определения подсчетных параметров (нефтенасыщенности).

Против песчано-алевролитовых пластов и уплотненных прослоев диаметр скважины близок к номинальному. Против проницаемых пластов отмечается сужение диаметра ствола за счет нарастания глинистой фильтрационной корки. Толщина корки колеблется от 0,005 до 0,01 м, редко достигает 0,015-0,02 м.

Применение ПЖ на водной основе с высокой водоотдачей и значительные репрессии на стенки скважины обуславливают глубокое проникновение фильтрата ПЖ в проницаемые пласты, что способствует выделению коллекторов по наличию проникновения, но искажает истинную характеристику пород в прискважинной зоне на расстоянии, соизмеримом с радиусом исследования применяемых методов ГИС.