Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)

4

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Ключевые слова: месторождение, геологическое строение, залежь, нефть, каротаж, горизонт, коллектор, глинистость, нефтенасыщенность, пористость, пробная эксплуатация, гидродинамические исследования, запасы нефти, режим работы, скважина, каротаж, межсолевые отложения, пласт-коллектор, разработка месторождения, анализ разработки

Целью дипломной работы является:

а) определение исходных геолого-физических данных;

б) установление технических показателей при той или иной системе разработки пласта путем использования гидродинамических расчетов;

в) выбор наиболее рационального варианта разработки на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей;

г) анализ мероприятий по улучшению состояния разработки;

д) анализ технологий применяемых для интенсификации притока и их классификация;

е) анализ методов контроля за разработкой месторождения.

Объекты исследования: анализ состояния разработки Вишанского месторождения.

Методы исследования: методы, выполняемые с целью изучения геологического разреза скважин (ГИС) и контроля за разработкой месторождения (дебитометрия, локация муфт, влагометрия, термометрия).

Задачами дипломной работы являются: изучение геологии Вишанского месторождения; изучение методик геофизических исследований скважин и аппаратуры, анализ состояния разработки и пробной эксплуатации, рассмотрение мероприятий по улучшению состояния и методов контроля за разработкой.

Выводы: разработка Вишанского нефтяного месторождения осуществляется в соответствии с утверждённым проектом; мероприятия, направленные на улучшения состояния разработки месторождения, отвечают технологическим показателям; методы контроля за разработкой месторождения; рассмотренные в дипломной работе обеспечивают эффективную добычу нефти, растворённого газа и пластовой воды.



СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АК - акустический каротаж;

БелНИПИ - Белорусский научноисследовательский институт;

БК - боковой каротаж;

ВНК - водонефтяной контакт;

ВНР - водонефтераздел;

ГИС - геофизическая интерпретация скважины;

ГК - гамма-каротаж;

ГКО - грязевая или глинокислотная обработка;

ГПП - гидропескоструйная перфорация;

ГРП - гидравлический разрыв пласта;

ГТН - геолого-технический наряд;

ГФР - геофизические работы;

ИНК - импульсный нейтронный каротаж;

КВ - кавернометрия;

КИП - контрольно-измерительный прибор;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

НГК - нейтронный гамма-каротаж;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ОЗЦ - ожидание затвердения цемента;

ПКС - перфорация кумулятивными снарядами;

СКВ - солянокислая ванна;

скв. - скважина;

СКО - солянокислотная обработка;

у.е. - условные единицы;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ЭЦН - погружной цетробежный элетронасос.



ВВЕДЕНИЕ

Темой дипломной работы является: «Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)».

В настоящее время в Припятском прогибе открыто 66 месторождений нефти, включающие 208 залежей. В 2004 году добыча нефти велась на 44 месторождениях (94 залежах), из которых 28 находились в промышленной разработке, 16 - в пробной эксплуатации. Всего с начала разработки добыто около 112 млн. усл.ед. нефти.

Остаточные извлекаемые запасы составляют 58,9 млн. усл.ед.

Наиболее крупные месторождения (Осташковичское, Речицкое, Вишанское, Южно-Сосновское, Южно-Осташковичское) вступили в завершающую стадию разработки, когда при высокой степени освоения запасов (68-86%) неуклонно нарастает обводненность, падают темпы отбора, возрастают потери за счет выработки запасов. В результате почти половина остаточных извлекаемых запасов (28,2 млн. усл.ед.) переходят в категорию трудноизвлекаемых, что предполагает невозможность их рентабельной добычи при современных технологиях.

Вишанское нефтяное месторождение открыто в 1967 году трестом “Белнефтегазразведка”. Приурочено к западной части Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий Припятского прогиба и находится на территории Октябрьского и Светлогорского районов Гомельской области Республики Беларусь.

Целью курсовой работы является: а) определение исходных геолого-физических данных; б) установление технических показателей при той или иной системе разработки пласта путем использования гидродинамических расчетов; в) оценка экономической эффективности различных вариантов разработки; г) выбор наиболее рационального варианта разработки на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплуатационным скважинам путем определенного порядка размещения их на площади и ввода в эксплуатацию, установления и поддержания их режима работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Основными элементами в системе разработки каждого эксплуатационного объекта (залежи) являются схема размещения эксплуатационных скважин на площади и их количество.

Важным фактором в системе разработки каждого нефтяного месторождения является темп отбора нефти, определяемый суммарной добычей нефти из месторождения за определенный промежуток времени.

В контроле за разработкой выделяют три основных направления: изучение процесса выработки запасов залежей нефти, оценка эффективности применения различных методов повышения коэффициента нефтеизвлечения, диагностика состояния нефтяных пластов и скважин.

Месторождение состоит из семи залежей - западной и восточной межсолевых, воронежской, речицкой, семилукской, саргаевской и ланской.

Поисковая скважина №2 пробуренная в декабре 1967 года и промышленный приток нефти при совместном опробовании ИП воронежских - семилукских отложений. В дальнейшем была доказана промышленная нефтеносность каждого из этих горизонтов, а также получены притоки нефти из саргаевских отложений.

С апреля 1970 г. месторождение находится в разработке. Запасы нефти и растворенного газа воронежской, семилукской и саргаевской залежей в составили количество в 31030 тыс. у.е. балансовых и 11282 тыс. у.е. извлекаемых.

Дипломная работа состоит из глав, где рассматриваются общегеологические вопросы, такие как геологическая характеристика месторождения, комплекс методов ГИС и интерпретация их результатов: определение эффективных толщин, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и глинистости.

Значительное внимание в работе уделено вопросам обоснование подсчетных параметров и самому подсчету запасов нефти и газа. Работа венчается охраной труда и окружающей среды.



1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Вишанское нефтяное месторождение расположено на территории Октябрьского и Светлогорского районов Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими промышленными центрами являются г. Светлогорск, расположенный в 30 км к северо-востоку, г. Мозырь - 63 км южнее, г. Речица - 75 км юго-восточнее и г. Гомель - в 109 км на юго-восток.

В пяти км северо-западнее месторождения проходит железная дорога г.г. Октябрьский - Бобруйск, а в 16 км юго-восточнее - Жлобин - Калинковичи. Хорошо развита сеть шоссейных дорог. Вблизи проходит нефтепровод “Дружба”.

В орографическом отношении Вишанское нефтяное месторождение расположено в восточной части Полесской низменности, представляющей собой заболоченную, залесенную равнину с хорошо развитой речной сетью. Непосредственно на территории месторождения протекают реки Тремля и Виша - притоки Припяти.

Климат района умеренно-континентальный, влажный. Среднегодовая температура воздуха +7о С. Среднегодовое количество осадков 600 мм.

В экономическом отношении район в основном сельскохозяйственный. Промышленность развита в городах, где имеются предприятия пищевой, мебельной, текстильной, химической промышленности и др.

На Вишанской структуре с 1950 г. осуществлялся комплекс детальных сейсмических исследований. По их данным в 1962-1964 г.г. пробурена параметрическая скв. 1, полностью вскрывшая весь осадочный комплекс пород и кристаллический фундамент на 6,1 м.

Структурно-поисковое бурение на Вишанской площади не проводилось.

К глубокому разведочному бурению Вишанская структура подготовлена комплексом геофизических исследований МОВ и КМПВ, проводившихся по 1966 г.

В декабре 1967 г. при совместном опробовании воронежских-семилукских отложений испытателем пластов в процессе бурения скв. 2 впервые на Вишанской площади был получен промышленный приток нефти.

Поисково-разводочные работы осуществлялись Мозырской КРБ и Речицкой НРЭГБ треста “Белнефтегазразведка” Управления Геологии при СМ БССР.

К настоящему времени в пределах Вишанской площади пробурено 96 скважин. Опробования и испытания скважин проводились конторой испытания разведочных скважин (КИРС). Промыслово-геофизическое обслуживание скважин обеспечивается Гомельской Прмыслово-геофизической экспедицией (г. Мозырь) и Речицкой промыслово-геофизической партией (г. Речица).

Впервые запасы нефти в отложениях верхнего девона Вишанского месторождения (воронежская, семилукско-бурегская и саргаевская залежи) были подсчитаны Тематической партией треста “Белнефтегазразведка” и утверждены ГКЗ 26 мая 1971 г. ( протокол № 6260) по состоянию на 1.09.70 г. в количествах 49942,5 тыс. у.е. - балансовых и 31415,4 тыс у.е. извлекаемых.

В 1977 г. объединением “Белоруснефть” был представлен в ГКЗ пересчет запасов Вишанского месторождения по состоянию на 1.09.76 г. на основе данных доразведки и разработки. Но комиссия воздержалась от переутверждения запасов нефти всвязи с отсутствием достаточно надежных геолого-промысловых данных, необходимых для уточнения величин параметров подсчета (протокол № 7874 от 8 июля 1977 г.).

В 1982 г. ГКЗ утверждает запасы нефти Вишанского месторождения, пересчитанные “УкрГИПРОНИИнефть” по состоянию на 1.01.82 г. в количестве 31030 тыс. у.е. начальных балансовых и 11282 тыс. у.е. - извлекаемых. Остаточные балансовые и извлекаемые запасы утверждены соответственно в количестве 23637 тыс. у.е. и 3889 тыс. у.е. (воронежская, семилукская и саргаевская залежи).

С 1983 г. подсолевая залежь Вишанского месторождения (здесь и далее по тексту отчета залежи воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов представляются как единый объект разработки) разрабатывается в соответствии с “Проектом разработки…”, который составлен на основе запасов нефти, утвержденных ГКЗ в 1982 г. и рассчитан до 2001г.

В 1990 г. на баланс ПО “Белоруснефть” были приняты оперативно подсчитанные запасы нефти западной межсолевой залежи Вишанского месторождения в количестве 3184 тыс. у.е. начальных балансовых и 732 тыс. у.е. извлекаемых, а также запасы ланской залежи - 2743 тыс. у.е. начальных балансовых и 658 тыс. у.е. извлекаемых.

В 1996 г. - приняты на баланс оперативные запасы нефти восточной межсолевой залежи в количествк 6178 тыс. у.е. начальных балансовах и 1421 тыс. у.е. начальных извлекаемых.

В 1993 г. институтом “БелНИПИнефть” составлен проект пробной эксплуатации межсолевой и ланской залежей Вишанского месторождения, рассчитанный до 1998 г.

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с “Программой добычи нефти по месторождениям ПО “Белоруснефть” на 2000-2003 г.г. Вишанское месторождение”.



2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА И МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

В геологическом строении Вишанского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и мощная осадочная толща верхнепротерозойских, палеозойских, мезозойских и кайнозойских пород.

В настоящем разделе учтен накопившийся с 1980 г. материал, не внесший, однако, существенных изменений в представление о геологическом строении района и месторождения.

Кристаллический фундамент вскрыт несколькими скважинами. Представлен гранитами мелко- и средне кристаллическими темно-серыми с красноватым оттенком.

Максимальная вскрытая толщина 134,7 м (скв. 7).

Глубина залегания фундамента 3474,0-3831,0 м.

В осадочном чехле относительно региональных соленосных отложений выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхнесоленосные (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая.

Подсолевая терригенная толща включает отложения верхнепротерозойской эратемы (PR2) и девонской системы палеозойской эратемы (PZ) в составе витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов (D12vtb+pr, nr, D22st, D13ln). Залегают отложения несогласно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически представлены песчаниками от крупнозернистых до мелкозернистых с прослоями глин и мергелей, аргиллитами, глинами, алевролитами.

Окраска пород темно-серая, зеленовато-серая.

Толщина терригенной толщи 534,8 м (скв.1) - 208 м (скв. 6).

Ланские отложения в пределах Вишанской структуры являются промышленно нефтеносными.

Подсолевая карбонатная толща в составе саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского горизонтов согласно залегает на поверхности ланских отложений подсолевой терригенной толщи. К этой части разреза во всем Припятском прогибе приурочены промышленные скопления нефти. На Вишанской площади нефтеносными являются воронежский, семилукский и саргаевский горизонты.

Отложения саргаевского горизонта (D13 sr) залегают согласно на ланских. Нижняя часть разреза преимущественно глинистая. Сложена доломитами плотными, глинистыми, кавернозными и трещиноватыми, часто ангидритизированными; встречаются глинистые известняки, ангидриты, а также тонкие прослои доломитовых мергелей и глин. Вверху залегают породы с преобладанием карбонатной составляющей - это доломиты, доломитизированные известняки, известковистые доломиты. По порам, кавернам и трещинам сильно доломитизированных известняков и доломитолв - примазки и капельные выпоты нефти.

Средняя толщина отложений 41,6 м.

Семилукские отложения (D13sm) в основании разреза сложены карбонатными и глинисто-карбонатными породами. Это в основном доломиты, изредка доломитизированные известняки и известковистые доломиты с тонкими невыдержанными прослоями доломитовых глин и мергелей. Вверху разреза залегают более чистые вторичные доломиты местами с линзовидными прослоями глинистых пород. По порам, кавернам и трещинам - битуминозное вещество, пирит, ангидрит, нефть, иногда каменная соль. Отмечены стилолитовые швы, выполненные черным глинистым веществом. Верхняя часть семилукских отложений эродирована.

Семилукский горизонт является основным нефтеносным горизонтом Вишанского месторождения.Толщина отложений 25,7 м в среднем.

Отложения речицкого горизонта (D13rch) залегают несогласно на семилукских отложениях и представлены доломитами, доломитовыми мергелями и глинами серыми с маломощными прослоями глинистых или доломитизированных известняков, доломитов и ангидритов.

Средняя толщина горизонта 5,9 м.

Воронежский горизонт (D13vr) сложен преимущественно доломитами, реже доломитизированными известняками серых тонов, мелко- и тонкозернистыми, массивными, крепкими, участками кавернозными, трещиноватыми, со стилолитами. Трещины и каверны заполнены нефтью или ангидритом, пиритом, каменной солью, глинистым материалом.

Толщина горизонта в среднем 29 м.

Завершают разрез подсолевой карбонатной толщи кустовницкие слои евлановского горизонта (D13ev,kst). Отложения являются “переходной” пачкой между подсолевой и нижнесоленосной толщами. Литологически представлены чередующимися глинами, ангидритами, глинистыми известняками, доломитами.

Толщина кустовницких слоев 50 м в среднем.

Нижнесоленосная толща представлена евлановским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами (D13lv+ev,an). В основном это каменная соль с многочисленными несолевыми прослоями известняков, ангидритов, доломитов. В основании толщи - переслаивающиеся глинистые, карбонатно-сульфатные и терригенные породы с прослоями каменной соли.

Нижняя соленосная толща имеет повсеместное распространение, толщина изменяется от 6 м до 334 м.

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов залегает на ливенских отложениях.

Домановичский горизонт (D13dm) представлен темно-серыми мергелями с прослоями известняков, ангидритов, глин.

Отложения задонского горизонта (D23zd) несогласно залегают на домановичских. Представлены преимущественно известняками, доломитами с незначительными прослоями мергелей и глин. Породы крепкие, пористые, кавернозные, трещиноватые, с признаками нефти. По трещинам встречается кальцит и доломит.

Породы елецкого горизонта (D23el) несогласно залегают на задонских и представлены доломитами, известняками серыми с прослоями ангидритов.

Петриковские отложения (D23ptr) несогласно залегают на поверхности елецких и завершают разрез межсолевой толщи, Литологически представлены известняками доломитистыми, мергелями глинистыми.

На Вишанском месторождении межсолевые отложения нефтеносны.

Средняя толщина межсолевых отложений 250 м.

Галитовая и глинисто-галитовая верхнесоленосные толщи включают отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижние слои полесского горизонтов и несогласно перекрывают межсолевые отложения. Иногда этот комплекс пород залегает на поверхности нижней соли.

Внизу в толще каменной соли встречается мелкие несолевые прослои мергеля, известняка, ангидрита, доломита, глины. В верхней части преобладают глинисто-карбонатные породы с прослоями каменной соли.

Надсолевая толща сложена верхнеполесскими отложениями, отложениями каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы,триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Представлена карбонатно-глинистыми и терригенными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками и доломитами; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками; ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом.

Общая средняя толщина надсолевых отложений 655 м.



2.2 Тектоника

В тектоническом отношении Вишанское месторождение приурочено к одноименной

структуре, расположенной в пределах Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий

Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

Речицко-Вишанская зона приразломных поднятий ограничена с юга региональным разломом субширотного простирания.

Формирование кристаллического фундамента Припятского прогиба относится к герцинскому этапу складчатости. В связи с ограниченным количеством данных строение фундамента в пределах Вишанской структуры (вскрыт лишь в шести скважинах: 1,4,6,7,8) изучено слабо. Предположительно имеет сложное блоково-ступенчатое строение с субширотными зонами разломов, характерных для всех структур данной структурно-тектонической зоны.

Толща осадочных пород Вишанской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по своему строению разделяется на три крупных структурных комплекса (яруса): нижний, средний и верхний.

Нижний комплекс соответствует платформенному этапу развития Припятского прогиба и включает в себя подсолевые, нижнесоленосные и межсолевые отложения. Структурный план его в основном совпадает со строением поверхности фундамента и имеет преимущественно моноклинально-блоковые формы залегания с малоамплитудными разрывными нарушениями.

На юге и юго-западе Вишанская структура осложнена Речицким региональным разломом, представляющим собой зону сбросов различной амплитуды от нескольких десятков метров до 800 м. То есть, между южной опущенной и северной приподнятой частью структуры прослеживается зона мелких блоков, образованная сетью продольных, а также поперечных малоамплитудных нарушений. Падение плоскостей сбрасывателей около 75-800.

Ступенчато-сбросовая зона Речицкого регионального разлома в пределах Вишанской структуры подтверждается бурением ряда скважин - 4, 6, 8, 19, 43, 56, 65, 73.

В морфологическом плане нижний структурный ярус Вишанской структуры представляет собой моноклиналь, погружающуюся в север - северо - восточном направлении под углом 6-80, простирание пород запад - юго - западное по азимуту 1100.

Средний структурный комплекс, соответствующий авлакогеновому этапу развития Птипятского прогиба, слагают нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная и надсолевая толщи, а также каменноугольные отложения. В формировании пород комплекса большая роль принадлежит соляной тектонике. Поэтому они в значительной степени дислоцированы. В ряде мест в пределах Вишанской площади локальные соляные структуры образуют поднятия.

Структурные планы нижней соленосной и межсолевой толщ значительно отличаются от строения поверхности подсолевых отложений. Проявление соляного тектогенеза привело к образованию в ливенской соли в приразломной и надразломной зонах слабовыраженных поднятий, проявившихся увеличением толщины ливенской толщи. Далее на северо-восток нижнесоленосные отложения повторяют строение поверхности подсолевых отложений.

Верхний структурный комплекс состоит из пермских, триасовых, юрских, меловых и кайнозойских отложений. Первоначальное залегание пород верхнего яруса мало нарушено. Тектонические движения этого этапа - позднеплатформенного - не вызвали изменений в горизонтальном залегании пород.



3. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Промышленная нефтеносность Вишанского месторождения связана с карбонатными коллекторами елецко-задонского, воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов и терригенным коллектором ланского горизонта.

Вишанское месторождение открыто в 1967 году при опробовании скважин 2 и 5 отложений подсолевого комплекса девона, в 1970 году введено в пробную эксплуатацию, в 1971 году в промышленную разработку. В 1983 году составлен проект разработки подсолевой залежи Вишанского месторождения, и, с тех пор, разработка осуществлялась в соответствии с проектом. В настоящее время залежь разрабатывается в соответствии с Программой добычи нефти на 2000 - 2003 годы.

Нефтеносность отложений межсолевого комплекса и ланского горизонта установлена в 1990 году.

С 1983 года на месторождении пробурена 31 скважина, из них:

- 26 на подсолевые залежи (3 вторыми стволами)

-7 на межсолевую залежь.

Бурение новых скважин позволило уточнить геологическое строение и значения подсчетных параметров по межсолевой и подсолевой залежам.

В 2001 году в “ БелНИПИнефть” был проведен пересчет запасов по подсолевым залежам нефти и подсчет запасов нефти межсолевых (западной и восточной) и ланской залежей.

3.1 Геологоразведочные работы

Вишанская площадь разведана и подготовлена сейсмическими исследованиями под глубокое разведочное бурение в 1966 году. Подробно весь дальнейший комплекс работ по поискам, разведке, а также эксплуатационному бурению описан в отчете по пересчету запасов на 1.01.80 г. Следует только отметить, что в 1974 и 1975 г.г. в результате опробования елецко-задонских отложений в скв.75,76 и 77 были получены притоки нефти.

С января 1980 г. на нынешнюю дату пересчета на месторождении пробурены 24 скважины, из них 20 (№№ 101,105-119,121,123,126,127) эксплуатационных и 4 (№№ 200-203) разведочных.

Общий метраж разведочного бурения составил 11374 м. Все перечисленные разведочные скважины находятся в эксплуатационном фонде. С отбором керна пройдено 398,4 м, что составляет 3,5% общей проходки. Линейный выход керна по разведочным скважинам составил 318,3 м или 79,9% от проходки с отбором керна. В эксплуатационных скважинах 106,115,121,123 и 126 также отбирался керн.

Доразведка Вишанского месторождения и эксплуатационное бурение за отчетный период подтвердили нефтеносность межсолевых отложений и выявили ланскую залежь нефти.

В 1990 г. пересмотрев сейсмические материалы, результаты интерпретации ГИС, Тематической партией объединения “Белоруснефть” были подсчитаны запасы западной межсолевой залежи по категории С2, а после бурения в этом же году скв. 200, в которой получен приток нефти 28,8 м3/сут.,запасы по межсолевой залежи были переведены в категорию С1.

В 1990 году была углублена эксплуатационная скв.109 с целью доразведки ланского горизонта. В результате в колонне получен приток нефти 33 м3/сут.

Бурение в этом же году скв. 108 и 118 подтвердило нефтеносность этого горизонта.

На баланс были приняты запасы ланской залежи по промышленной категории С1.

Аналогично с целью доразведки и подтверждения нефтеносности восточной межсолевой залежи, запасы нефти которой числились на Госбалансе с 1994 г., в 1996 г. были испытаны межсолевые отложения в скв. 44, в результате чего получен приток нефти в колонне 4 м3/сут. Это позволило перевести запасы в промышленную категорию С1.

3.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности

Залежи нефти Вишанского месторождения приурочены к межсолевым отложениям елецкого и задонского горизонтов и подсолевым отложениям воронежского, семилукского, саргаевского и ланского горизонтов.

Нефтевмещающими породами межсолевых, воронежской, семилукской и саргаевской залежей служат доломиты и известняки слобоглинистые, пористо-кавернозные, трещиноватые. Нефтяной коллектор в ланском горизонте представлен кварцевыми песчаниками.

Определение характера насыщения, фильтрационнных и емкостных свойств проводилось геофизическими и гидродинамическими методами исследования скважин, а также лабораторными исследованиями керна.

Лабораторные исследования керна включали определения полной пористости по Мельчеру, открытой - по Преображенскому. Открытая и полная емкости кавернозных образцов определялись по методу Котяхова, карбонатность - методом Щербины, проницаемость по газу определялась на приборе ГК-5.

В результате лабораторных исследований на 277 образцах полная пористость межсолевых продуктивных отложений составляет 6,59%, открытая - 5,96%. Объем закрытой пористости равен 0,63%.

По данным 114 определений, выполненных на одних и тех же образцах, полная пористость пород воронежского горизонта составляет 3,37%, открытая - 1,92%. Объем закрытой пористости равен 1,45%.

Полная пористость семилукских отложений по результатам 91 определения равна 3,11%, открытая - 1,48% и закрытая - 1,63%.

На основании 232 измерений значения названных выше параметров для пород саргаевского горизонта, соответственно, равны 3,24%, 1,42% и 1,82%.

Ланские песчаники (n=25) характеризуются наибольшей полной пористостью 12,9% при открытой пористости 11,5%. В ланских песчаниках при расчете открытой пористости закрытая пористость не учитывалась.

Емкостная характеристика пород по методу Котяхова определена на 51 образце керна, отобранного из межсолевых отложений, 4 образцах из воронежских отложений, 28 образцах из семилукских отложений, и на 3 образцах из саргаевских отложений Вишанского месторождения. Исходя из определений открытой емкости кавернозных образцов, получены средние значения этого параметра: каверн и пор - 7,5%, 5,3%; 8,0% и 3,7%, каверн - 4,2%, 1,4%; 3,9% и 1,1%, пор - 3,3%, 3,9%, 4,1% и 2,6%, для межсолевых воронежских, семилукских и саргаевских отложений, соответственно.

Основную емкость пород-коллекторов в межсолевых отложениях Вишанского месторождения составляют каверны выщелачивания и поры. В открытой емкости коллекторов воронежского горизонта преобладают поры. Во всех коллекторах имеются также трещины. Таким образом, тип коллектора принимается для межсолевых отложений каверново-порово-трещинный, для воронежских отложений - порово-каверново-трещинный.

В емкости коллекторов семилукских отложений преобладают каверны, на этом основании принят каверново-порово-трещинный тип коллектора.

Прямым исследованиям емкостных характеристик карбонатных пород саргаевского горизонта методом Котяхова подверглись лишь 3 образца керна. Так как состав карбонатных отложений и условия формирования коллекторов саргаевского и семилукского горизонтов очень схожи, то для саргаевской залежи принят каверново-порово-трещинный тип коллектора.

На 517 образцах керна, отобранного из карбонатных пород межсолевых отложений Вишанского месторождения, выполнены определения проницаемости. 145 образцов оказались непроницаемыми. Проницаемость остальных образцов меняется от 0,01 до 910фм2, при средней величине 5,8фм2. На 94 образцах керна, отобранного из карбонатных пород воронежских отложений, выполнены определения проницаемости. 25 образцов оказались непроницаемыми. Проницаемость остальных образцов меняется от 0,01 до 29,2фм2, при средней величине 1,2фм2.

По семилукскому горизонту определения проницаемости выполнены на 26 образцах керна, среди которых 9 образцов непроницаемые.

По саргаевскому горизонту определения проницаемости выполнены на 146 образцах керна, среди которых 74 образца непроницаемые.

По ланскому горизонту определения проницаемости выполнены лишь на 7 образцах керна, среди которых нет непроницаемых.

На основании результатов исследований образцов можно сделать вывод, что исследованные образцы являются, в основном, непроницаемыми и малопроницаемыми.

Коллекторами в межсолевых отложениях являются доломиты, реже доломитизированные известняки. Доломиты скрытокристаллические и мелкозернистые, массивные, местами с включениями белого ангидрита, трещиноватые, пористые и кавернозные, каверны обычно мелкие размером 0,5-1мм до 3мм, иногда до 10-30мм. Иногда каверны заполнены жидкой нефтью. Трещины разноориентированные, шириной 0,5-1,5мм, иногда до 4мм.

Известняки доломитизированные от микро-до крупнокристаллических, крепкие, массивные, плотные, иногда кавернозно-поровые, слабо трещиноватые, трещины почти горизонтальные, шириной до 1мм. Каверны полые размером до 3мм. По кавернам, порам и трещинам наблюдаются выпоты вязкой темно-коричневой нефти.

Нефтенасыщенные толщины пластов-коллекторов западной межсолевой залежи колеблются в пределах от 30,0м (скв.77) до 87,7м (скв.126), восточной межсолевой залежи - в пределах от 1,4м (скв.45) до 47,3м (скв.115). Максимальные нефтенасыщенные толщины по межсолевым залежам приурочены к центральным частям залежей.

По данным геофизических исследований для межсолевых залежей нефтенасыщенные толщины определялись как средневзвешенные по площадям и равны: для западной залежи 36м, для восточной - 14м. Коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности определялись для залежей как средневзвешенные величины по эффективным толщинам и их значения равны для западного блока: пористость - 9%, нефтенасыщенность - 78%, для восточного блока: пористость - 9%, нефтенасыщенность - 66%.

Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, реже доломитизированные известняки. Доломиты мелко- и тонкозернистые, массивные, крепкие, участками кавернозные, трещиноватые, со стилолитами. Трещины и каверны иногда заполнены нефтью или ангидритом, пиритом, каменной солью, глинистым материалом.

Пласты-коллекторы воронежского горизонта на значительной части залежи замещены непроницаемыми заглинизированными породами. Зоны замещения пластов-коллекторов расположены на западе и востоке залежи, в то время как в центральной части встречены наиболее продуктивные пласты, обладающие максимальной нефтенасыщенной толщиной в скв.118 - 29,5м, в скв.107 - 27,5м.

Для воронежской залежи по данным ГИС принята средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 7м, коэффициент открытой пористости - 6%, коэффициент нефтенасыщенности - 80%.

Коллекторы семилукского горизонта представлены преимущественно вторичными доломитами разнозернистыми, крепкими, залегающими в верхней части разреза. Участками в доломитах отмечается большое количество макро- и микротрещин, пор и каверн. Каверны и трещины заполнены солью, ангидритом и нефтью. Нижняя часть разреза семилукского горизонта сложена в основном доломитами, доломитизированными известняками и известковистыми доломитами с тонкими невыдержанными прослоями доломитовых глин и мергелей. По разрезу коллектора приурочены к азерецким и верхнебуйновичским слоям.

Пласты-коллекторы семилукского горизонта являются наиболее однородными и имеют повсеместное распространение по площади залежи. Нефтенасыщенная толщина коллекторов колеблется от 3,4м (скв.70) до 28,2м (скв.114). Максимальные нефтенасыщенные толщины встречены на западе и в центральной части залежи.

Для семилукской залежи по данным геофизических исследований нефтенасыщенная толщина определялась как средневзвешенная по площади и равна 17м, пористость - 8%, нефтенасыщенность - 74%.

Коллекторы саргаевского горизонта представлены преимущественно доломитами, а также неравномерно доломитизированными известняками и известковистыми доломитами, пористыми, кавернозными и трещиноватыми. Коллекторы, в основном, приурочены к верхней, карбонатной части разреза саргаевского горизонта. Нижняя часть разреза отличается более высоким содержанием глинистого вещества и сульфатов, но и в ней имеются пласты- коллекторы.

В отложениях саргаевского горизонта почти во всех (кроме 33, 34, 54 и 70) скважинах встречены пласты-коллекторы толщиной от 2,8м (скв.5) до 40,3м (скв.107). Максимальные нефтенасыщенные толщины распространены в центральной части залежи.

Для саргаевской залежи нефтенасыщенная толщина по данным ГИС равна 13,0м, пористость - 5%, нефтенасыщенность - 73%.

Коллекторами в отложениях ланского горизонта являются песчаники кварцевые, массивные, мелкозернистые, крепкие, иногда слюдистые. Они преобладают в базальной части горизонта, где переслаиваются с алевролитами. Нефтенасыщенная толщина пластов-коллекторов колеблется от 3,0м (скв.117) до 15,6м (скв.118). Максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к центральной части залежи.



4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН, МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ПОЛУЧЕННЫХ ДАННЫХ

4.1 Краткая характеристика условий проведения геофизических исследований в скважинах

После предыдущего подсчета запасов нефти в контуре нефтеносности залежей Вишанского месторождения было пробурено 24 скважины. Вскрытие интервалов продуктивных подсолевых отложений в скважинах 106, 107, 109, 111, 114, 119, 121 производилось на слабоминерализованном глинистом растворе, в скважине 101 - на непроводящей электрический ток промывочной жидкости БИЭР. Во всех остальных вновь пробуренных скважинах межсолевые и подсолевые продуктивные горизонты вскрыты на высокоминерализовынном буровом растворе.

Высокоминерализованный буровой раствор состоит из монтмориллонитового (25-30 процентов) глинопорошка и галита в фильтрате удельного веса 1.24-1.28 г/см3. В качестве химреагентов, добавляемых в раствор, используют модифицированный крахмал (0.5-1.5 процента), ССБ (3-5 процентов), пеногаситель МАС-200 (0.02 процента) или Т-80 (5-10 процентов) и нефть (до 10 процентов) с утяжелителем (барит).

Состав слабоминерализованного раствора отличается от вышеописанного меньшим количеством галита в фильтрате.

Непроводяший буровой инвертный эмульсионный раствор (БИЭР), состоит из раствора галита плотностью 1.18 г/см3 (до 50 %) и дизтоплива (41-42 %). В качестве химреагентов в раствор добавляют СМАД (до 3 %), ИКБ_2 (до 4 %), высокодисперсный мел (до 4 %), иногда эмультал (1-4 %) или украмин (до 4 %), глинопорошок (до 0.5 %).

Удельное электрическое сопротивление бурового раствора, использовавшегося при проходке межсолевых отложений, при температуре 180С меняется от 0.078 Омм до 0.45 Омм. Плотность растворов составляет 1.31-1.40 г/см3, вязкость - 25-60 сек, водоотдача - 8 см3/30 мин. В пластовых условиях удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости варьирует от 0.04 Омм до 0.60 Омм.

Удельное электрическое сопротивление бурового раствора, использовавшегося при проходке подсолевых отложений, при температуре 180С меняется от 0.038 Омм до 1.42 Омм. Плотность растворов составляет 1.03-1.33 г/см3, вязкость - 15-220 сек, водоотдача - 4 см3/30 мин. В пластовых условиях величина удельного электрического сопротивления находится в пределах от 0.02 Омм до 0.70 Омм.

Пластовые воды межсолевых и подсолевых продуктивных отложений относятся к хлоркальциевому типу и представляют собой рассолы хлоридно-кальциево-натриевого состава. По данным химических анализов проб пластовых вод межсолевых отложений их минерализация (t=200С) меняется от 342.5 до 362.0 г/л, удельное электрическое сопротивление в пластовых условиях находится в пределах от 0.017 Омм до 0.019 Омм и остается постоянным по разрезу и площади. Средняя величина его составляет 0.019 Омм.

Минерализация пластовых вод подсолевых продуктивных отложений (t=200С) меняется от 343.7 до 397.4 г/л. Удельное электрическое сопротивление в пластовых условиях меняется в пределах от 0.016 Омм до 0.019 Омм и остается постоянным по разрезу и площади. Для подсчета принято его среднее значение 0.017 Омм.

Для оценки пластовой температуры использовались результаты замеров геотермического градиента в скважинах 45 и 60, которые расположены в центральной части месторождения. Так как измерения температуры в этих скважинах выполнены до глубины 2800 м, для более глубоко залегающих отложений температура определялась путем экстраполяции по линейному закону (рис. 4.1). Оценки пластовой температуры, полученные с помощью приведенной зависимости, использовались для определения удельного электрического сопротивления фильтрата бурового раствора и пластовых вод в условиях залегания. Геотермический градиент в пределах Вишанского месторождения остается практически неизменным и составляет примерно 1.7 оС/100 м для межсолевых и подсолевых отложений. В зависимости от глубины залегания температура продуктивных межсолевых отложений изменяется в пределах залежи от 54.20С (скв. 200) до 57.5 0С (скв.94), а подсолевых - от 58.10С (скв. 45, 108, 110) до 65.3 0С (скв.95).

Рис. 4.1



4.2 Комплекс, методика и качество геофизических исследований скважин

Поисковое бурение на Вишанском месторождении начато в 1967 году скважиной № 2.После предыдущего подсчета запасов были пробурены скважины 101, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 121, 123, 126, 127, 200, 201, 202, 203.

Продуктивные межсолевые и подсолевые отложения вскрывались, в основном, на высокоминерализованном буровом растворе.

Комплекс для исследования скважин, бурящихся на высокоминерализованном растворе, включает боковой, микробоковой, акустический, радиоактивный (ГК, НГК) каротажи, кавернометрию и инклинометрию.

При необходимости уточнения характера насыщения и засолонения пород в качестве дополнительного проводился импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ИННКт). В опытном порядке по отдельным скважинам были выполнены нейтрон-нейтронный метод по надтепловым (ННКнт) и тепловым (ННКт) нейтронам, компенсационный нейтронный (КНК) и плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК). Газовый каротаж, термометрия, профилеметрия, метод потенциалов собственной поляризации (ПС), индукционный каротаж, метод фазокорреляционных диаграмм (ФКД) и отбор образцов проведен по скважинам выборочно. Контроль цементирования (АКЦ, ОЦК) - во всех скважинах.

Скважинные условия Вишанского месторождения являются типичными для Припятского прогиба, поэтому геофизические исследования проводились по общепринятой методике.

В надсолевых отложениях исследования осуществляются перед спуском колонны обсадных труб методом БК, ГК, НГК, АК, кавернометрии и инклинометрии. Масштаб глубин I : 500.

Соленосные толщи исследуются вышеперечисленными методами в масштабе глубин I: 500 через 500-600 м проходки. При наличии в разрезе карбонатных пластов указанные исследования дублируются в масштабе глубин I:200.

В межсолевых и подсолевых карбонатных отложениях, к которым приурочены основные продуктивные на нефть горизонты в Припятском прогибе, интервалы разреза исследуются через 150-200 м проходки методами БК, ГК, НГК, АК, кавернометрии в масштабе глубин I: 500.

Детальные исследования в масштабе 1 : 200 включают БК, МБК, ГК, НГК, АК (по скорости и затуханию), резистивиметрию и кавернометрию.

В каждой скважине измеряется кривизна инклинометром через каждые 300 м проходки, точки замеров - через 25 м. Обязательный комплекс исследований в продуктивных интервалах осуществляется в минимальный срок после их вскрытия.

В перспективных интервалах разреза, прокаротированных ранее в несколько приемов, после их полного вскрытия проводятся все виды перечисленных выше исследований единым замером с обязательным перекрытием пластов каменной соли или карбонатных пород при каротаже терригенных отложений.

При исследовании скважин, бурящихся на высокоминерализованных растворах, боковой каротаж в модификации трехэлектродного (БК-3) входит в обязательный комплекс, начиная с 1979 года. Кривая сопротивлений (сэ) регистрировалась в масштабе 1-250 Омм/см и в логарифмическом масштабе с модулем 4 см при скорости записи 2000 - 2500 м/час. Измерения осуществлялись аппаратурой АБКТ, К-3 и Э-1.

Этот вид исследований в условиях Припятского прогиба является основным методом определения удельного электрического сопротивления пород и связанного с ним параметра пласта - нефтенасыщенности. Ограничения метода состоят в занижении сопротивления пластов каменных солей, ангидритов и плотных карбонатов, обусловленные конструктивными особенностями аппаратуры. Кроме этого, метод не позволяет определить удельное электрическое сопротивление пласта при глубоком (более 4,5 м) проникновении в него фильтрата бурового раствора.

Боковой микрокаротаж производился при детальных исследованиях продуктивных горизонтов. Кривые сопротивлений регистрировались в масштабах I-25 Омм на I см при скорости записи до I000 м/час. Измерения осуществлялись аппаратурой МБК, КМБК, МБКУ.

Диаграммы МБК в комплексе с БК-3 используются при благоприятных условиях лишь для качественного выделения продуктивных пластов. Что же касается количественных определений, то для этой цели данные МБК не применялись, так как сопротивления плотных пластов значительно превышают верхний разрешающий предел (150- 200 Омм) регистрирующей аппаратуры.

Индукционный каротаж проводился для детальных исследований продуктивных интервалов, вскрытых на непроводящей электрический ток промывочной жидкости (БИЭР). В обязательный комплекс включен с июля 1978 года. Измерения выполнены аппаратурой АИК-5. Кривые удельной электрической проводимости регистрировались в масштабах 0.01; 0.05; 0.025 Сим/м при скорости 1500 м/час. Диаграммы ИК в комплексе с другими методами используются для качественной интерпретации. Это связано с тем, что удельное электрическое сопротивление подавляющего большинства нефтенасыщенных пластов находится в пределах от нескольких сотен до тысяч Омметров. В то же время из-за низкой разрешающей способности аппаратуры в пластах с удельным электрическим сопротивлением более 50 Омм метод для количественных определений не применим.

Гамма-каротаж является одним из основных видов исследований. Кривые естественной радиоактивности регистрировались масштабах 0.5 -1.5 мкР/час на 1см. Скорость записи 400 м/час. Постоянная интегрирующей ячейки равна 3 секундам. Измерения производились аппаратурой ДРСТ 2-3, СРК. Индикаторами излучения служат сцинтилляционные счетчики с кристаллами йодистого натрия, активированного таллием NaI(Тl), размерами 40х40 мм.

Приборы эталонируются в соответствии с требованиями «Технической инструкции». Качество диаграмм и разрешающая способность метода позволяют использовать кривые ГК для корреляции и литологического расчленения разрезов, а также определения глинистости пластов.

Нейтронный гамма-каротаж является основным методом, используемым для определения пористости пород. Размер зонда 60 см. Кривые НГК регистрировались в масштабах 0.1- 0.2 ст.ед. на 1 см. Скорость записи 400 м/час. Постоянная интегрирующей ячейки равна 3 секундам. Измерения проводились аппаратурой ДРСТ 2-3, СРК. Индикаторами излучения служат сцинтилляционные счетчики NaI(Тl) с размером кристалла 40х40 мм. В качестве излучателей нейтронов использовались плутониево-бериллиевые источники мощностью от 4.62х106 до 5.03х106 n/сек. Поскольку нейтронный гамма-каротаж является одним из основных методов, используемых для определения пористости, то к этому методу предъявляются высокие требования в отношении качества и стандартизации.

Эталонирование канала НГК осуществляется в, так называемых, «гетерогенных средах» (В. Иванкин, 1968).

В качестве «гетерогенных сред» применяется устройство, состоящее из трех тонкостенных металлических цилиндров разного размера. Цилиндры вставлены друг в друга, имеют общую ось и образуют два цилиндрических слоя. Цилиндр с наименьшим диаметром является «скважиной» эталонировочного устройства. Непосредственно за ним следует полый цилиндр, содержащий воздух. Последний в комбинации с заполненным водой большим цилиндром имитирует низкопористый пласт. Большой цилиндр (бак), заполненный водой, служит моделью высокопористого пласта.

Значение НГК (имп/мин), замеренное в заполненном водой большом цилиндре, принимается за первую стандартную единицу, а за вторую - замеренное в пределах двойного цилиндрического слоя, первым из которых является воздух. Значения, полученные в результате описанной эталонировки для конкретного прибора с определенным источником нейтронов, используются при установке масштабов диаграмм в стандартных единицах. Качество диаграмм и разрешающая способность метода позволяют использовать кривые НГК для корреляции и литологического расчленения разрезов скважин. Кроме того, в условиях Припятского прогиба НГК является основным методом, применяемым для определнния пористости пластов и выделения эффективных толщин.

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж применяется, начиная с июля 1978 года. Измерения выполнены аппаратурой ИГН при скорости регистрации до 120 м/час. Размер зонда 30 см. Масштаб записи кривых 75-9600 имп/мин/см, Тзад. = 600-1200 мкс, То = 300 мкс. В связи с отсутствием отработанной методики исследований и несовершенством измерительной аппаратуры, в настоящее время количественная интерпретация данных ИННК (определение коэффициентов пористости и нефтенасыщенности) не проводится.

Акустический каротаж по скорости и затуханию включен в комплекс с 1979 года и проводится во всех скважинах. Диаграммы акустического каротажа, зарегистрированные до 1979 года, при интерпретации данных ГИС нами не использовались из-за низкого качества.

Исследования выполняются посредством аппаратуры USBA, СПАК. Размеры зонда И20.5И11.5П, И10.5И2 0.85П. В процессе измерений регистрируется интервальное время прохождения волны от излучателей к приемнику (Т1 и Т2), интервальное время прохождения волн между излучателями (T), амплитуды первых вступлений от двух излучателей ( А1 и А2) и логарифмы отношений этих амплитуд (). Масштаб записи кривых Т1 и Т2 - 10 мкс/см, T = 10 мкс/см, А1 и А2 - 0.5; 1.0; 1.5; 2.5; 5 В/см; -2.5 (дб /м)/см. Скорость записи 400- 2000 м/час.

Эталонирование аппаратуры проводилось в соответствии с требованиями «Технической инструкции». Данные исследований акустического каротажа используются для литологического расчленения разреза, выделения пластов-коллекторов и определения объема их емкостного пространства.

Кавернометрия в скважинах проводится с целью измерения диаметра скважин и контроля за их техническим состоянием. Кавернограммы регистрируются в масштабах 1 : 2.5 см/см. Скорость записи 1500-2000 м/час.

В качестве измерительных приборов использовались каверномеры типа СКП-1, СКО, СКИ. Приборы градуируются в соответствии с требованиями «Технической инструкции...».

Кавернограммы используются для контроля за техническим состоянием стволов скважин, корреляции разрезов, литологического расчленения пород и при количественной интерпретации данных других геофизических методов.

Качество геофизических исследований в скважинах оценивалось Речицкой ПГК и геологической службой треста «Западнефтегеофизика» согласно соответствующим инструктивным документам.

Кроме этого, в процессе обработки данных ГИС для определения подсчетных параметров проводилась повторная проверка качества геофизических материалов. Достоверность параметров, измеренных различными геофизическими методами, определялась, главным образом, по данным повторных записей соответствующих кривых.

В результате проверок установлено, что диаграммы бокового каротажа хорошего качества. Расхождение в значениях кажущегося сопротивления (?к) не превышает 5 процентов.

Для оценки качества материалов МБК надежных критериев нет. Но, если руководствоваться лишь степенью сопоставимости повторных замеров, то качество диаграмм МБК следует считать удовлетворительным. Однако это можно утверждать только в отношении участков разреза, характеризующихся удельным электрическим сопротивлением не более 150 - 200 Омм (верхний предел разрешающей способности измерительной аппаратуры). Поскольку электрические сопротивления плотных и нефтенасыщенных пластов превышают этот предел и кривая МБК напротив них не дифференцирована, то для оценки нефтенасыщенности пластов этот метод не применялся.

Кривые гамма-каротажа, в основном, хорошего качества. Расхождение значений естественной радиоактивности не превышает 5 процентов. Качество диаграмм НГК оценивалось путем сравнения записей масштабов 1:200 и 1: 500, а также по данным повторных замеров. Диаграммы, в основном, хорошего качества. Расхождение в показаниях не превышает 5 процентов.

Материалы акустического каротажа оценивались также путем сопоставления повторных измерений и по величинам интервального времени против пластов каменной соли, ангидритов и в колоннах. Качество диаграмм преимущественно удовлетворительное. Расхождения в показаниях находятся в допустимых по инструкции пределах.

Кавернограммы преимущественно хорошего качества. Погрешность измерения диаметров скважин не превышает 1.5 см.

4.3 Физические свойства коллекторов

Интерпретация данных ГИС базируется на результатах изучения физических свойств пород по керну. С этой целью керн отобран из продуктивных межсолевых и подсолевых отложений в скважинах 1, 2, 3,4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 17, 21, 22, 23, 27, 29, 30, 32, 36, 37, 44, 46, 48, 52, 53, 58, 63, 64, 67, 73, 75- 77, 81, 94, 115, 121, 123, 200, 201, 202, 203.

В лабораторных условиях изучался комплекс физических свойств, включавший в себя определение объемной и минералогической плотности, полной пористости - по А.Ф Мельчеру, открытой - по И.А. Преображенскому, полной и открытой емкости кавернозных образцов - по Ф.И. Котяхову, карбонатности - методом В.Н. Щербины, остаточной водонасыщенности - методом центрифугирования, проницаемости по газу - на приборе ГК-5.

Перед визуальным изучением керна ставилась задача определения форм и размеров форменных образований и создаваемых ими пустот, характера их заполнения, а также вещественного состава.

В разрезе Вишанского месторождения в межсолевых и подсолевых отложениях выявлено 7 нефтяных залежей - две межсолевых (западная и восточная), воронежская, речицкая, семилукская, саргаевская и ланская.