Геофизические методы иследования скважин

 ВВЕДЕНИЕ

 

Основной этап разведки месторождений большинства полезных ископаемых бурение скважин. При помощи скважин производится и эксплуатация месторождений таких полезных ископаемых, как нефть, газ, вода, каменная соль.

При бурении каждой скважины необходимо изучить ее геологический разрез: определить последовательность залегания и литолого-петрографичес-кую характеристику вскрытых пород, выявить наличие в них полезных ископа-емых и оценить их содержание. Для этого в процессе бурения отбирают образ-цы разбуриваемых пород (керн) и выносимые буровым раствором обломки пород (шлам); в нефтяных, газовых гидрогеологических скважинах также проводят пробные испытания пластов. Однако получаемые при этом материалы не дают полного представления о геологическом разрезе.

При отборе керна свойства породы и насыщающей ее жидкости несколько изменяются. Часть образцов во время разбуривания или последующего пере-мещения разрушается и не выносится на поверхность (неполный вынос керна). Процент выноса керна из наиболее интересующих нас пористых пластов часто бывает очень малым. В то же время отбор керна существенно усложняет процесс бурения и приводит к увеличению времени проходки. Поэтому стре-мятся максимально сократить отбор керна. Пробные испытания также отни-мают много времени.

Трудности, связанные с получением керна, изучением по нему и по другим геологическим материалам разрезов скважин и определением содержания полезных ископаемых во вскрытых породах, привели к созданию геофизических и геохимических методов исследования скважин получили название каротажа.

Каротаж заключается в измерении вдоль ствола скважины при помощи специальной установки (зонда) или другим способом какой-либо физической или химической величины, характеризующей свойства горных пород. Поэтому по его результатам можно получить представление о том, какие породы пройдены скважиной и каковы их особенности. В зависимости от изучаемых физических или химических свойств пород различают следующие виды каротажа: электри-ческий, радиоактивный, акустический, магнитный, газовый, механический и др.

Данные каротажа оказывают существенную помощь в оценке характера пройденных скважиной пород и последовательности их залегания, позволяют обнаруживать полезные ископаемые (нефть, газ, уголь, руды, минеральное сырье). 

Электрический каротаж состоит в основном из двух модификаций: метода сопротивлений и метода самопроизвольно возникающего электрического поля. Основными видами каротажа по методу сопротивления являются каротаж нефокусированными (обычными) зондами. Сущность электрического каротажа заключается в проведении измерений, показывающих измерения вдоль скважины кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и естественных потенциалов (ПС) для изучения геологического разреза скважины. Результаты измерений изображаются в виде кривых  изменения  параметров КС и ПС вдоль ствола скважины. 

Радиоактивные методы - это совокупность геофизических методов бескерновой геологической документации разрезов скважин, основанных на использовании естественных и искусственных радиоактивных излучений и на изучении ядерных свойств горных пород. Радиоактивными методами в скважинах исследуют естественное гамма-поле и искусственные гамма-поля или нейтрон-ные поля, создаваемые стационарными или импульсивными источниками радио-активных излучений. По естественным радиоактивным излучениям изучается естественная радиоактивность горных пород, по искусственным - характер и интенсивность взаимодействия нейтронного излучения и гамма-излучения с горными породами, их способность сорбировать из активированного раствора ионы радиоактивных изотопов или других элементов с аномальными ядерными свойствами.

По виду первичного радиоактивного излучения все радиоактивные методы подразделяются на две большие группы: гамма-методы и нейтронные методы. В первую группу входят методы естественного гамма-поля и искусственного стационарного или переменного гамма-поля (ИГГМ). Нейтронные методы изуча-ют искусственные нейтронные поля и по частоте возмущающего поля и методы переменного нейтронного поля.

Целесообразность применения каждого метода и его модификации выте-кает из конкретных решаемых геологических задач и геологических особен-ностей месторождения.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

1.1 Физико-географический  очерк района

 

Район Туймазинского нефтяного месторождения представляет собой хол-мистую равнину, расчлененную речной и овражной сетью на отдельные гряды. Водораздельные пространства имеют форму плато и спускаются к речным долинам уступами в виде террас. Эти террасы особенно отчетливо выражены на северных склонах водоразделов. Склоны гряд и отдельных высот, обращенные на юг и юго-запад, крутые на север и северо-восток пологие.

Максимальные абсолютные отметки рельефа наблюдаются в центральной части района (правобережье р. Ик) и равны 340, 350м.

В северо-восточном и юго-западном направлениях наблюдается плавное понижение абсолютных отметок соответственно до 165 и 300м. Минимальные абсолютные отметки, характеризующие долины рек, равны 100м (р. Ик) и 102,5м (р. Дымка). Таким образом, общая амплитуда колебаний рельефа в пределах района составляет величину в 250м.

Основной водной артерией района является р. Ик, протекающая с юга на север она имеет широкую и глубокую долину с плоским дном. Долина р. Ик становится особенно широкой в местах впадения в нее притоков, где ширина ее доходит до 7-8км. Долина р. Ик обладает явно выраженной меридиальной ассиметрией с крутым и высоким восточным склоном и более пологим западным.

Река Ик имеет ряд небольших притоков. Из которых заслуживает упоминания р. Дымка, протекающая в юго-западной части района в северо-западном направлении.

Притоки р. Ик имеют широкие и глубокие асимметричные долины, ориен-тированные в направлении, близком к широтному. Северные склоны их, обращены на юг, обычно круты и обнажены, а южные, обращенные на север пологи, залесены и почти совершенно лишены обнажений.

Прирусловые части долин нередко заболочены. В правобережье р. Ик широким развитием пользуются карстовые явления, обязанные своим происхож-дением неглубокому залеганию кунгурских гипсов. Отдельные неглубокие блюд-цеобразные часто задернованные или заполненные водой воронки наблюдаются почти вдоль долины р. Ик и устьевых частей ее притоков.

 

1.2 История изучения  района

 

Детальное изучение геологического строения Туймазинского района было начато в 1934 г. по рекомендации К. Р. Чепикова и Е. И. Тихвинской. Специальная структурно-геологическая партия под руководством геолога П. С. Чернова провели геологическую съемку в масштабе 1:50000. Работами этой партии по кровле спириферового подъяруса Казанских отложений выявлена обширная пологая брахиантиклинальная складка северо-восточного простирания, названная Муллинской. Северо-западное крыло складки пологое с углами падения не более 1 град., а более крутое до 2 град. 30 минут. Размер структуры 120м2.

П. С. Чернова дал положительную оценку структуре и рекомендовал ввести ее в разведку, предполагая обнаружение нефти под Кунгурскими отложениями.

С осени 1934 г. начали крелиусное бурение скважин глубиной 350м, что обеспечивало вскрытие кровли артинских отложений. Одновременно были начаты геофизические исследования района с применением электроразведки и магнитометрии.

Крелиусные скважины выявили обильные нефтепроявления в оолитовых известняках кунгура, были получены притоки метанового газа из верхней части артинских отложений.

Хотя притока нефти из кунгурских известняков не было получено, выя-вленные газонефтепроявления значительно повысили интерес к Туймазинскому району.

На основании данных геологической съемки и электроразведки, структур-ного крелиусного бурения, выявившего строения структуры по кровле артин-ских отложений, в августе 1936 г. на Туймазинской структуре начато бурение трех поисковых скважин с целью разведки нефтеносности каменноугольных отложений.

9.05.1937 г. скважина  №1 на глубине 1108м вскрыла насыщенные  нефтью песчаники угленосной свиты. Скважина фонтанным способом давала до 50 т/сут нефти. Обе другие скважины также вскрывали нефтенасыщенные песчаники. Расположены они были треугольником с расстоянием 6-7км. Была установлена огромная толща нефтеносности, при этом структура по верхним горизонтам артинских хорошо совпадала со структурой выявленного нефтяного пласта.

Вопрос о разведке более глубоких горизонтов был впервые поставлен геологом И. В. Бочковым. В 1938 г. скважину №148 решили углубить до девона, попытки не увенчались успехом. При глубине 1500м скважина по техническим причинам была остановлена бурением, обнаружив признаки нефти в фаменском ярусе. При опробовании получили приток воды с пленкой нефти. Однако эта скважина имела большое значение - наличие хороших коллекторов в девоне послужило поводом к возобновлению разведки девона на Туймазинской площади.

Начатая бурением в конце 1941 г. скважина №1 2 также по техническим причинам на доведена до проектной глубины.

И только в сентябре 1944 г. разведочная скважина №100 вскрыла девонс-кие отложения. На глубине 1750м были вскрыты два пласта нефтенасыщенных песчаников. При опробовании нижнего пласта Д-П получен мощный фонтан нефти до 250 м3/сут.

В1940 г. на соседней Ардатовской площади скважина №2 вскрыла в отло-жениях верхнего девона пачку аргиллитов и песчаников, в кровле насыщенных нефтью.

С целью скорейшего получения новых данных о строении пластов и размерах залежей в первые годы широко практиковалось углубление скважин, пробуренных на карбон. Это дало значительный выигрыш во времени. Способствовало быстрому оконтуриванию девонских залежей и совпадение структурного плана района.

Имеющиеся данные о строении месторождения позволили в 1945-1946 годах произвести подсчет запасов и составить генеральную схему разработки.

В процессе оконтуривания месторождения были выявлены Александровское поднятие, являющееся продолжением Туймазинской складки на юго-восточном крыле - Октябрьское, Верхне-Заитовское и Южно-Муллинское поднятия.

Трестом «Туймазанефть» в 1946 г. открыто Бавлинское месторождение, в 1949 г. - Серафимовское, которые потом выделились в самостоятельные НПУ.

 

1.3 Стратиграфия и литология

 

На Туймазинском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноу-гольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фунда-мента.

 

Докембрий

 

Отложения кристаллического фундамента представлены биотитовыми гнейсами, грандиоритами и гранитами.

На биотитовых гнейсах кристаллического фундамента несогласно залегают аргиллиты зеленовато-серые гидрослюдистые и переслаивающие с кварцево-полевошпатовыми алевролитами с редкими прослоями песчаников кварцево-полевошпатовых и полимиктовых зеленовато-серых.

Мощность от 0 до 40 м.

 

Перерыв и размыв

 

Девонская система Д

 

Девонские отложения залегают на размытой поверхности отложений верхнебавлинской серии, а местами непосредственно на породах фундамента.

Средний отдел Д2

Эйфильский ярус Д2ef

Кальцевой горизонт - сложен песчаниками кварцевыми серыми неравно-мернозернистыми (пласт Д4), алевролитами и аргиллитами с остатками растений и спор.

Мощность от 0 до 10 м.

Бийский горизонт - представлен в основном известняками. «Нижний известняк» с редкими прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов глинистых и известковистых. В верхней части известняками обогащаются глинистым материалом и переходит в мергель и известковистый аргиллит.

Мощность от 10 до 15 м.

Живетский ярус Д2 gv

Воробьевский горизонт - слагается аргиллитами серыми пиритизи-рованными с маломощным прослоем алевролито песчаных пород в основании. Развит, в основном, на крыльях структуры и на Александровской площади.

Мощность горизонта не превышает 4-8 м.

Старооскольский горизонт - сложен песчаниками кварцевыми светло-серыми неравномерно-зернистыми и мелкозернистыми (пласт Д4 и Д3), разделенными пачкой аргиллито-алевролитовых пород мощностью 4-8 м.

Разрез горизонта венчается пачкой карбонатных пород (репер «средний известняк» мощностью 2-6 м.

Общая мощность старооскольского горизонта 25-37 м.

Муллинский горизонт - обычно в основании его прослеживаются аргиллиты с маломощными прослоями глинистых алевролитов. Большую часть разрезе муллинского горизонта слагает песчано-алевролитовая пачка (пласт Д3).

Песчаники кварцевые мелкозернистые. В ряде случаев они, как по прости-ранию, так и по разрезу, замещаются частично или полностью алевролито-аргиллитовыми породами.

Выше залегают слой «черный известняк», мощностью 0-1,5 м.

Обнаружены остатками Altypa ronata, комплекс остракод «черный извес-тняк».

Общая мощность муллинского горизонта 25-30 м.

Верхний отдел Д3

Франский ярус Д3f

Пашийский горизонт - в основании разреза прослеживается пачка аргил-литов с прослоями алевролитов (нижняя, алевролито-аргиллитовая пачка) мощ-ностью 0-10 м.

Выше залегает пачка песчаников светло-серых (водоносных) или темно-бурых (нефтеносных) кварцевых мелкозернистых, местами глинистых, пласт Д1. На коротких расстояниях песчаники частично, а иногда и полностью, замещаются алевролитами и аргиллитами (средняя преимущественно песчаная пачка). Мощность пачки от 5 до 25,5 м. Эта пачка прикрывается аргиллито-алевролитовыми породами с мизовидно-залегающими прослоями песчаников (верхняя пачка) мощностью от 2 до 30,5 м.

Разрез пашийского горизонта венчается карбонатным пластом - репер «верхний известняк». Общая мощность горизонта 25-35 м.

Споры 14 комплекса Наумовой, Брахноподы.

Кыновский горизонт - представлен толщей чередующихся глинистых и карбонатных пород. В кровле его залегает аргиллито-алевролитовая пачка. Мощность горизонта 18-33 м.

Доманиковый горизонт - представлен чередованием темно-серых глинис-тых битуминозных известняков с зеленовато-серыми и черными мергелями и глинистыми сланцами.

      Мощность 28-40 м.

Фаменский ярус Д3fm

 

Нижнефаменский подъярус Д3fm1

Представлен плотными кристаллическими доломитами с подчиненными прослоями известняков, ангидритов, глин. Мощность 110-140 м.

Верхнефаменский подъярус Д3fm2

Сложен темно-серыми пелитолорфными и оргалоченно-обломочными водо-рослевыми известняками.

Мощность 60-78 м.

 

Каменноугольная система С

 

Нижний отдел С1

Турнейский ярус С1t

Лихвинский надгоризонт С1tl

Завояжский горизонт - сложен известняками с прослоем глин.

Мощность 20-26 м.

Малевский и упинский горизонты - сложен известняками серыми, резко окаменелыми. Мощностью 25-30 м.

Чернышинский надгоризонт С1ttch

Черепетский горизонт - представлен известняками серыми, органочен-ными.

Мощность 23-29 м.

Кизеловский горизонт - сложен известняками окземнелыми, серыми, участками пористыми и нефтенасыщенными с мелко кристаллической струк-турой.

Мощность 23-30 м.

Визейский ярус С1v

Яснополянский надгоризонт С1vas

Бобриковский горизонт - представлен терригенными отложениями - песчаниками.

По литологическому составу толща расчленяется на 2 пачки: нижнюю - глинистую и верхнюю - песчано-алевролито-глинистую.

Мощность горизонта 12-16 м.

Тульский горизонт - в подошве горизонта наблюдаются прослойки мергелей, аргиллитов. Выше залегает известняк темно-серый, прослоями сильно глинистый, алевритистый, в нижней части окземилый.

Мощность 20-40 м.

Окский надгоризонт С1vок

Алексинский, михайловский, веневский горизонты - представлены доломи-тами темно-серыми, крепкими. В кровле залегают известняки, прослоями орга-логенные, доломинизированные.

Мощность 100-115 м.

Серпуховский ярус С1vs

Представлен доломитами серыми и серовато-бурыми, крепкими. Мощность 94-100 м.

Представлен в подошве известняками светло-серыми, «сахарвидными», участками пористо-кавернозными, окземилыми. Мощность 70-90 м.

Общая мощность 164-200 м.

Средний отдел С2

Башкирский ярус С2b

Представлен известняками органогенными со стелолитовыми швами. Мощность 15-25 м.

Московский ярус С2m

Верейский горизонт - в подошве залегают мергели темно-серые. Выше - чередование алевролитов, аргиллитов с маломощными прослоями мелкозернистых песчаников. Известняки органогенные, прослоями оолитовые.

Мощность 40-55 м.

Каширский горизонт - представлен доломитами серыми, слабо-глинистыми. Известняки доломитизированные, редко органогенные.

Мощность 55-68 м.

Подольский горизонт - представлен доломитами серыми с включениями гипса и ангидрита. В кровле залегают известняки светло-серые и орга-ногенные.

Мощность 60-64 м.

Мячковский горизонт - сложен известняками и доломитами в различной степени глинистыми с прослойками зеленовато-серой глины.

Мощность 100-125 м.

Верхний отдел С3

Представлен доломитами и сильно доломитизированными известняками с включениями гипса и ангидрита.

Мощность 150-170 м.

 

Пермская система Р

 

Нижний отдел Р1

Сакмарский ярус Р1S

В верхней части разреза прослеживается прослои брекчии.

Представлен известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими и органогенно-обломочными доломитами серыми, тонкокристаллическими и релик-тово-органогенно-обломочных.

Мощность 125-157 м.

Артинский ярус Р1ar

Представлен известняками и доломитами серыми, мелкокристаллическими, в верхней части ангидритами.

Мощность 8-25 м.

Кунгурский ярус Р1к

В нижней своей части представлен доломитами, тонко кристаллическими, глинистыми, прослоями оолитовыми. Ангидрит голубовато-серый с включениями и прослоями доломитов серых и глин темно-серых. В кровле яруса залегают гипсы, известняки и доломиты с прослоями глин, песчаников, участками брекчия.

Мощность 80-140 м.

Верхний отдел Р2

Уфимский горизонт - представлен чередованием песков и глин буровато-красных.

Мощность 90-100 м.

Казанский ярус Р2кz

Спириферовый подъярус Р2кz sp

Представлен песчаником светло- и зеленовато-серым, крепким, известко-вистым, глиной зеленовато-серой.

Мощность 0-25 м.

Конхиферовый подъярус Р2 кz кn

Представлен чередованием песков и глин.

Мощность 0-100 м.

 

Перерыв

 

Четвертичная система Q

 

Развиты по долинам рек и подножий склонов. Литологически представлены песками, суглинками, глинами, редко галечником.

Мощность 0-23 м.

 

1.4 Тектоника

 

Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к Туймазинской и Александровской складкам, образующим с Бавлинским поднятием Туймазинский вал северо-восточного простирания. Туймазинский вал осложняет юго-восточ-ную часть южной вершины Татарского свода.

Сопоставление структурных карт по отдельным стритиграфическим гори-зонтам показывает, что структурный план площади в целом сохраняется от девонских отложений до пермских.

Амплитуда поднятия по различным горизонтам также мало отличается наблюдается лишь некоторое усиление структуры с глубиной. В пределах замкнутых изогипс амплитуда поднятия в карбоне колеблется от 45 до 50 м, по кровле репера «верхний известняк» составляет 60 м.

Ниже вкратце приводится описание структурной карты, построенный по кровле «верхний известняк».

Туймазинская структура вырисовывается в виде обширной (36х20 км) асимметричной брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания, окантуривающаяся стратоизогипсой - 1480м. Северо-западное крыло ее пологое, углы падения порядка 0 град. 12 мин. - 0 град. 14 мин. В присводной части и на перекленалях углы падения увеличиваются от 0 град. 17 мин. до 0 град. 20мин.

Юго-восточное крыло складки осложнено резким изгибом слоев в районе первого ряда эксплуатационных скважин. Углы падения здесь достигают 4 град- 4 град. 30 мин. В юго-западном направление наблюдается выполаживание этого резкого склона. В районе седловины, отделяющей Туймазинское поднятие от Александровского углы падения не превышают 2 град. 10 мин, а на юго-восточном крыле Александровского поднятие - 1 град. 25мин.

К юго-востоку одноименное крутое крыло переходит в обширную террасу. Эта терраса протягивается вдоль всего Туймазинского поднятия и на юго-западе в районе Александровской площади переходит не глубокий прогиб. Последний отделяет Александровское от Южно-Александровского поднятия. С юго-востока терраса окаймляется крутым - 1 град. 54 мин. склоном прогиба, отделящего Туймазинскую структуру от структур Серафимовского - Балтаевского вала.

Северо-западное крыло Туймазинского поднятия и указанная терраса сложены рядом небольших вздутий и понижений типа сидловин ориентированных преимущественно в широтном и северо-восточных направлениях.

Сводовая часть собственно Туймазинского поднятия окантуривается изогипсой -1454м и осложнена большим количеством мелких пологих куполов. Александровское площадь на этих отметках с амплитудой не более 5-8 м представляется в виде небольших куполов, разделенных не глубокой седловиной.

 

1.5 Нефтегазоносность и  водоносность

 

Нефтеносность.

Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д-IV, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д-Ш, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади.

Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта Д-П, которые на Туймазинской площади содержат крупную залежь нефти (12х8км).

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта Д-1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинском и Александровском площадях.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложениях верхне-фаменского подъ-яруса.

Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. Нефть турнейского яруса удельного веса 0,855 г/см3, содержание серы до 3,81%.

Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков, в артинских отложениях тонкозернистых и кавернозных известняков, местами содержится газ. Залежи газа имеют локальный характер, отличаются небольшим дебитом и весьма ограниченными запасами.

В основании кунгурского яруса залегают оолитовые известняки, насыщен-ные жидкой газированной нефтью. Однако, получить промышленный приток нефти из этих известняков на удалось.

Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощность которых составляет почти 80% разреза осадочной толщи палеозоя, изучена слабо.

Из изложенного видно, что Туймазинское нефтяное месторождение явля-ется многопластовым.

В настоящее время эксплуатируется пласты Д-1, Д-П, Д-Ш, Д-IV, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхне-фаменского подъяруса и турнейского яруса.

Водоносность.

Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому, франскому, фаменскому ярусам.

Воды всех девонских пластов от Д-V до Д-1 характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые сильно минерализованные, практически бессульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значи-тельное содержание в них окисного железа и повышенное содержание брома.

Общая минерализация пластовых вод девона достигает 815 мг/экв/100г. Удельный вес колеблется в пределах 1,187 - 1,19 г/см3. По классификации Пальмеры состав вод выражается:

первая соленость - 62-65%

вторая соленость - 35-38%

вторая щелочность - 0,01-0,02%экв.

Среди анионов преобладает содержание ионов хлора 407 мг.экв/100г. Из катионов значительно содержание 259 мг.экв/100г.

Воды фаменского яруса представляют собой также высоко-минерализованные рассолы. Характерной особенностью является повышенное содержание иона. Установлено содержание сероводорода.

Воды турнейских, бобровских, тульских отложений нижнего карбона характеризуются по сравнению с девонскими водами меньшей степенью мета-морфизма. Они также высокоминерализованы и по солевому составу относятся к хлоркальциевому типу, а по преобладанию составляющих компонентов к хлор-натриевому. Обнаруживается наличие сероводорода.

В процессе проводки скважин отмечается наличие водоносных горизонтов в окском и серпуховском подъярусах нижнего карбона. Для этих вод характерно резкое увеличение концентрации сульфатных ионов.

Воды артинских отложений всюду проявляют себя интенсивно.

В скважинах с низкими отметками рельефа наблюдается переливание воды через устье. Воды относятся к типу сульфатонатриевых.

Воды кунгурского яруса относятся также к типу сульфатонатриевых вод.

Водоносные горизонты встречаются также выше по разрезу в отложениях Уфимской свиты, Казанского и Татарского ярусов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1 Выбор и обоснование  комплекса геофизических исследований  для решения поставленной задачи

 

Большинство промышленных залежей нефти и газа приурочено к породам коллекторам, способным вмещать флюиды и отдавать их при создании перепадов давлений.

По морфологии порового пространства коллекторы разделяют на межзер-новые, трещинные, кавернозно-трещинные и смешанные типы. В смешанных, вы-деляют трещинно-межзерновые, кавернозно-межзерново-трещинные, карстово-кавернозные и т.д. В терригенном разрезе преобладают межзерновые кол-лекторы, в карбонатном наряду с межзерновыми кавернозно-трещинные и смешанные.

С геофизической точки зрения в терригенном разрезе среди межзерновых выделяют высокопористые и низкопористые; чистые (слабоглинистые) и глинистые разделяют по характеру распределения глинистого материала на коллекторы с рассеянной, слоистой и гнездовидной глинистостью. В карбо-натном разрезе различают высокопористые и низкопористые межзерновые кол-лекторы. Высокопористые коллекторы часто бывают смешанного типа. Осо-бую группу составляют высокопродуктивные трещинно-кавернозно-межзерновые коллекторы с наличием крупных пустот и полостей выщелачивания карстового типа.

Для выделения коллекторов используются современный стандартный комплекс геофизических методов, к ним относятся группы методов в них входят микрозонды и каверномер, позволяющие установить в разрезах скважин фильтрующие интервалы - коллекторы с межзерновой пористостью, на которых образуется, глинистая корка при бурении на глинистом растворе. К этой же группе относится ядерно-магнитный метод, выделяющий в разрезе породы с наличием эффективной пористости. Группу методов пористости составляют акустические и нейтронные методы; они в одинаковой степени применимы в скважинах, бурящихся на глинистом растворе, технической воде и нефельтрую-щихся растворах. К методам глинистости относятся методы собственных поте-нциалов (ПС) и естественной радиоактивности (ГМ). Метод ПС дифференцирует терригенный разрез по относительной глинистости, карбонатный - по относи-тельному содержанию нерастворимого остатка, он применим в скважинах, буря-щихся на глинистом растворе и воде при рФ>рВ. Гамма метод дифференцирует терригенный разрез по объемной глинистости, карбонатный - по объемному содержанию нерастворимого остатка, ГМ применим во всех скважинах незави-симо от типа раствора, обсаженных и не обсаженных.

Одним из наиболее важных свойств коллекторов является пористость, характеризующая способность пород вмещать флюиды, благодаря наличию в них различных пустот (межзерновых пор, трещин, каверн и другие), не заполненных твердым веществом. Пористость отражает емкостные свойства породы и характеризуются коэффициентом kП - отношением объема свободного прос-транства (пор) VПОР породы и ее объему VП: