4. Нефтегазоносность .

В подсчете запасов были выделены следующие залежи:

- газонефтяные - в пластах AC7-8;

- нефтяные - в пластах БС10

Залежи пластов AC7-8 Яунлорского месторождения имеют много общего с аналогичными залежами Лянторского, но есть и отличия. Результаты семи лет разработки залежей Яунлорского месторождения показывают, что по пласту AC7-8 к 1988 г. отобрано 5,4 % начальных извлекаемых запасов, при этом годовой отбор нефти упал до 1,3%, а обводненность продукции достигла 39%.

Залежи пластов АС7-8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют толщину 20 м. На Яунлорсокм поднятии в пласте образовались две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839,4 ± 4 м. и –1836,2 ± 1,2 м. соответственно).

Пласты АС7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: пористость - 24%, нефтенасыщенность – 0,54 , коэффициент песчанистости 0,54 – 0,65, проницаемость 0,106 – 0,162 мкм2. Нефтенасышенные толщины достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь) и 5,9 м (Моховая площадь), газонасыщенные - 16 м., в среднем 6,8 м.

Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Яунлорскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС10 литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя пачка представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части месторождения (Восточно-моховая площадь) общая толщина верхней пачки не превышает 8-17м. Уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до 2м., в западной части месторождения верхняя пачка имеет общую толщину 10-13м. В центральной части (Моховая площадь) общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27,5 м..

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах песчаники нижней пачки целиком замещаются глинами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.

Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке –2242 (±3) м. Коллекторские свойства пласта: пористость 24%, нефтенасыщенность 0.68, коэффициент песчанистости от 0,43 до 0,56, проницаемость (443-571)х103 мкм2. Залежь пластово-сводовая высотой 70 м. площадь 38 х 47 км.

На Янулорском месторождении нефтенасыщенная часть пластов по всей площади подстилается подошвенной водой, эффективные водонасыщенные толщины составляют 5—20 м, высота газовой шапки достигает 56 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по месторождению 7 м, этаж нефтеносности составляет 10—20 м . Чисто нефтяные зоны на месторождении практически отсутствуют, к водонефтяной зоне приурочено 12%, к водо-нефтегазовой— 88% запасов нефти. Непроницаемые разделы в зоне газонефтяного контакта отсутствуют или их толщина не превышает 2 м в 60% скважин; в зоне водонефтяного контакта непроницаемые разделы отсутствуют в 70 % скважин. Условия залегания углеводородов в пласте неблагоприятны для эффективной выработки запасов нефти.

5. КОМПЛЕКС ГИС И РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ.

Задачи ГИС

ГИС применяют для решения:

1. Геологических задач;

2. Геолого-технологических задач;

3. Технических задач;

4. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений;

5. Прострелочно-взрывные работы в скважине.

В песчано-глинистом разрезе Сургутского месторождения задачу расчленения и определения литологического состава разреза можно решить, применяя следующие методы геофизических исследований скважин: ПС, КС, БКЗ, dc, ИК и др. Основными дифференцирующими признаками для литологического расчленения разреза и выделения коллекторов являются: сужение ствола скважины против пласта коллектора вследствие образования глинистой корки, которая фиксируется на кавернограмме и профилеграмме, наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемого по данным электрических методов с различной глубиной исследования (БКЗ), образование отрицательной аномалии ПС, сравнительно высокая естественная радиоактивность глин и низкая песчаников.

Дополнительным признаком коллектора будет являться расхождение показаний МБК и БК.

Выше перечисленные методы могут применяться для большинства поставленных задач. В дополнении к ним для определения характера насыщения коллектора водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов необходимо будет применение методов акустического каротажа (АКШ), высокочастотного индукционного зондирования (ВИКИЗ), плотностного гамма-каротажа (ГГП), нейтронного каротажа (НКТ).

В проектируемый комплекс ГИС будут входить методы:

• - стандартный каротаж;

• - боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);

• - индукционный каротаж (ИК);

• - боковой каротаж (БК);

• - микрозондирование (МКЗ);

• - микробоковой каротаж (МБК);

• - кавернометрия (КВ);

• - радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);

• - акустический каротаж (АК);

• - плотностной гамма-гамма каротаж ( ГГК-П);

• - резистивиметрия;

• - инклинометрия;

• - цементометрия (ОЦК, АКЦ).

• БКЗ+ПС+резистивиметрия для изучения радиального градиента УС вдоль диаметра зоны проникновения;

• МБК+микрокавернометрия (МКВ) для определения УС промытой зоны, толщины глинистой корки с целью уточнения местоположения границ коллектора;

• БК для изучения зоны проникновения и уточнения границ пластов;

• ИК для определения электропроводности пластов при слабопроводящей промывочной жидкости;

• кавернометрия (KB) и профилеметрия (ПР) для определения кавернозности ствола скважины;

• ВИКИЗ для измерения кажущегося удельного сопротивления с помощью 5 электромагнитных зондов и потенциала самопроизвольной поляризации ПС.

• ГГП для определения пористости пласта;

• ГК, НКТ для определения насыщенности коллектора водонефтяного контакта, пористости и др.;

• АКШ для выделения высокопористых участков разреза, газонасыщенных участков коллектора, газонефтяного контакта и др.

• Методы потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) горных пород основаны на изучении естественных электрических полей в скважинах. Естественные поля возникают в результате электрической активности диффузионно-адсорбционного, окислительно-восстановительного, фильтрационного и электродного характера. Диаграммы методов ПС характеризуют изменения соответствующих потенциалов - диффузионно-адсорбционных, фильтрационных, электродных в зависимости от глубины скважины.

• Методы кажущегося сопротивления (КС). Как известно, электрическая проводимость горных пород может иметь электронный и ионный характер. Удельное электрическое со­противление горных пород с ионной проводимостью зависит, главным образом, от количества содержащейся в них воды и степени ее минерализации, т. е. от коэффициента пористости породы и удельного сопротивления пластовой воды, кото­рое приблизительно обратно пропорционально ее минерализа­ции.

• Гамма-каротаж – это метод изучения скважин путем определения естественной радиоактивностью.

6. ПРИЁМЫ ОБРАБОТКИ.

Интерпретация данных ГИС предусматривает решение основных геологических задач, таких как литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов, определение характера насыщения пластов и решение других задач исследования. При интерпретации делается заключение по скважине с конкретным указанием интервалов перфорации.

6.1. ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗА.

По данным комплекса ГИС определили границы залегания пластов. Для простоты выполнения берем диаграмму кавернометрии и по середине перегиба выделяем пласты.

Рис 4. Определение границ пластов по диаграммам кажущегося сопротивления потенциал- и градиент-зондов.

Пласты: / — высокого сопротивления; 2 — низкого сопротивления; 3 — интервалы экранирования.

Рис 5. . Определение границ пластов по диаграммам кажущегося сопротивления потенциал- и градиент-зондов.(Собственная диаграмма)

А.

Б.

Рис. 6 (А,Б). Пример определения границ неоднородного по сопротивлению пласта по диаграммам комплекса зондов.