Обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выпускная квалификационная (дипломная) работа

Обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая

Введение

Настоящая дипломная работа выполнена по результатам 2-й производственной (преддипломной) практики в 2012 году в ОАО «Краснодарнефтегеофизика» и 2-й специализированной практики на кафедре геофизических методов поиска и разведки КубГУ.

Цель работы - обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая. В результате прохождения преддипломных практик дипломант принимал участие в обработке данных лабораторных петрофизических исследований и определении ряда подсчетных параметров по данным ГИС.

В 1992 году производственной нефтегазовой экспедиции ОАО «Роснефть - Краснодарнефтегаз» по данным поисковых сейсморазведочных работ была выявлена, а на базе морских работ МОГТ 2003-2005 гг. с привлечением других геофизических методов электроразведки (комплекс ВП, ЗСБ-ИВП и ЗСБ-ВСЭФ), грави- и магниторазведки сотрудниками Краснодарского филиала ОАО «Союзморгео» КОМЭ была детализирована (уточнены ее местоположение и размеры) и подготовлена к бурению структура «Новая». Данная структура расположена в юго-восточной части Темрюкского залива, в прибрежно-морской транзитной зоне, а в тектоническом плане на южном борту Индоло-Кубанского прогиба в области развития диапировой тектоники.

В 2003-2006 годах в рамках утвержденной ООО «НК Приазовнефть» программы работ по изучению Темрюкского-Ахтарского лицензионного участка проведены обобщающие исследования по литофациальной зональности, прогнозу коллекторов и их насыщению группами специалистов КОМЭ ПО «Союзморгео», ФГУП ГНЦ «Южморгеология», ОАО «Лукойл-Нижневолскнефть», ООО СК «Петроальянс», ООО «Нефтегазовая производственная экспедиции», ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и кафедры геофизики Кубанского госуниверситета [2,5,11].

Задачами настоящей дипломной работы являлись:

1. Ознакомление с опубликованными и фондовыми материалами по геологическому строению района работ, описание стратиграфии и лито-фациальной характеристики, тектоники, нефтегазоносности и гидрогеологических условий залегания чокракских отложений в районе работ.

2. Обобщение и статическая обработка представленных дипломнику массивов петрофизических данных, полученных в лабораториях «НК Роснефть» - НТЦ и Кубанского и госуниверситета.

3. Освоение приемов комплексной интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях Западно-Кубанского прогиба, определение пористости и насыщенности продуктивных коллекторов в скважине №1 Новая.

4. Обоснование, на основе полученных дипломником данных и предоставленных кафедрой геофизики КубГУ материалов, петрофизических моделей и составление промыслово-геофизической характеристики чокракских коллекторов на площади Новая.

1. Геологическая характеристика района работ

1.1 Физико-географический очерк

нефтегазоносность гидрогеологический чоксарский коллектор

Площадь Новая расположена в пределах юго-восточной части Темрюкского залива Азовского моря, в непосредственной близости от Куликовского лимана (Рисунок 1). В 16 км юго-западнее от нее расположен г. Темрюк, в административном плане месторождение входит в Темрюкский район Краснодарского края.

Рисунок 1 - Обзорная карта

Основные ближайшие населенные пункты: г. Темрюк, станица Голубицкая - в 24 км к западу, станица Черноерковская в 20 км к северо-востоку. Между городами и станицами проложены автомобильные дороги с твердым покрытием. Темрюк имеет железнодорожную станцию, которая связывает город с населенными пунктами Тамани и краевым центром - г. Краснодаром (170 км).

Площадь Новая расположена в западной части Прикубанской низменности высотой над уровнем моря от 0-7,5 метров. Основной особенностью местности является чередования песчаных гряд, плавней и лиманов, глубина воды в которых не превышает 3 м.

Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура воздуха на Азовском море составляет +9 - +11°С. Лето сухое, жаркое, со средней месячной температурой воздуха +25°С, достигающей в июле +35 - +40°С, а в зимний период - от 0 до -5°С, иногда до -20°С. Среднегодовое количество осадков составляет 300-450 мм, большая их часть выпадает в осеннее-весенний период в виде дождя. Ветровой режим неустойчивый, часто над Азовским морем наблюдаются штормовые ветры с северо-западного направления. Ветры восточного и западного направлений вызывают повышение уровня воды в лиманах и плавнях до 1 м.

Территория района входит в природоохранную зону, где проживают редкие виды птиц и животных. Близлежащие водоемы являются нерестилищами для ценных видов рыб. Указанные особенности затрудняют проведение геологоразведочных работ, увеличивают сроки подготовительных работ для строительства скважин, прокладку подъездных путей и трубопроводов.

1.2 История геолого-геофизической изученности

Начало изучения геологического строения района расположения площади Новой было положено проведением в период с 1953 по 1963 гг. аэромагнитной, гравиметрической и электроразведочной съемок в масштабе 1:500000 и 1:200000. Примерно в то же время трестом «Краснодарнефтегеофизика», НИМГЭ ВНИИгеофизика и объединением «Крымгеология» начаты морские сейсморазведочные работы преимущественно в восточной части на акватории Азовского моря. В результате обработки полученных материалов были выделены тектонические элементы второго порядка, являющиеся морским продолжением Азовского вала, Южно-азовской ступени и Индоло-Кубанского прогиба.

Последующая интерпретация материалов сейсмических исследований, выполненная тематической партией ВНПО «Южморгео» в 1978-1980 гг., позволила в пределах юго-восточной части акватории Азовского моря выделить субширотную зону осложнений.

В 1980-1990 гг. дальнейшее изучение геологии и нефтегазоносности миоцен-плиоценового комплекса Темрюкского залива проводились геологами и геофизиками КОМЭ ПО Союзморгео (Борков Ф.П., Головачев Э.М., Семендуев М.М. и др.). Сейсмические исследования мелководной и транзитной зоны юго-восточного побережья Темрюкского залива начались лишь в начале 90-х годов прошлого века.

В пределах нефтегазоносного Прибрежно-Морзовского района Западно-Кубанского прогиба, начиная с 1983 г. пробурено более сотни скважин на чокракские отложения, выявлено более двадцати месторождений легкой нефти и газоконденсата. В непосредственной близости выявлены на площадях ЮМГ, Чумаковское и Прибрежное.

Геологоразведочные работы по изучению осадочного комплекса в районе структуры Новая проводились начиная с 1990 года. Так, в 1990 году КОМЭ ПО «Союзморгео» в ходе планомерных сейсмических исследований Темрюкского залива по редкой сети профилей закартирована синклинальная зона, смежная с севера со структурой Новая.

В 2003-2006 годах в рамках утвержденной ООО «НК Приазовнефть» программы работ по изучению Темрюкского-Ахтарского лицензионного участка проведены обобщающие исследования по литофациальной зональности, прогнозу коллекторов и их насыщению группами специалистов КОМЭ ПО «Союзморгео», ФГУП ГНЦ «Южморгеология», ОАО «Лукойл-Нижневолжскнефть», ООО СК «Петроальянс», ООО «Нефтегазовая производственная экспедиция», ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и кафедры геофизики Кубанского университета [1,5,11].

В результате обработки и интерпретации материалов сейсмических исследований в 2004 году была выявлена структура Новая, на которую по материалам детализационных сейсмических работ 2005 года составляется паспорт и обоснование для подготовки ее к бурению. Работы выполнялись по заданию ООО «НК Приазовнефть» Краснодарской опытно-методической экспедицией (КОМЭ) ГУП «Союзморгео».

Основным перспективным объектом считалась ловушка III₁ пачке чокракских отложений. В декабре 2006 года, согласно проекту поискового бурения, начата и в сентябре 2007 года закончено бурение поисковой скважины №1. В результате опробования коллекторов III пачки получен промышленный приток углеводородов. В скважине проведен широкий комплекс геофизических исследований. В результате анализа и обобщения материалов геофизических исследований, данных комплексного изучения керна, шлама и пластовых флюидов обоснована геологическая модель залежи, определены подсчетные параметры и проведен подсчет запасов углеводородов [5,11].

1.3 Стратиграфия и литолого-фациальная характеристика разреза

В пределах береговой и морской части Темрюкского залива бурением вскрыты отложения от миоцена до антропогена. Литолого-стратиграфическая характеристика площади Новая составлена с учетом стратиграфических схем, разработанных А.К. Богдановичем, В.Н. Буряком (Рисунок 2). Геолого-геофизический разрез по скважине №1 Новая представлен на рисунке 3.

Неоген

Верхнемайкопская подсерия

В пределах Темрюкского залива вскрыта только верхняя часть мойкопской серии (сотни метров). Верхнемайкопские отложения сложены глинами темно-серыми до черных, листоватыми, гидрослюдистыми, тонкослоистыми, плотными, аргилитоподобными, неизвестковистыми.

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика



Рисунок 3 - Геолого-геофизический разрез по скважине №1 Новая

Майкопские глины отличаются от вышележащих тархан-чокракских глин низким содержанием мелкопесчаного (до 0,5%) и алевритового (до 30%) материала и резким повышением рассеянного органического вещества.

Вскрытая толщина верхнемайкопских отложений в скважине №1 Новая составляет 43 м.

Средний миоцен

На рассматриваемой территории средний миоцен подразделяется на тарханский, чокракский, караганский и конкский ярусы. Наиболее хорошо охарактеризован микрофайной перспективный для поисков углеводородов чокракский горизонт.

Чокракский ярус

По литолого-стратиграфическим и сейсмическим признакам в чокракском разрезе выделяют нижнечокракские отложения.

Нижнечокракские (среднечокракские) отложения

Нижнечокраскские отложения залегают на майкопском горизонте со стратиграфическим и, нередко, угловым несогласием.

По данным описания изучения керна и шлама, петрофизическим исследованиям и результатам ГИС нижнечокракские отложения в скважине №1 Новая сложены глинистыми породами, в которых в интервале 3710,5 - 3741,2 залегает III песчано-алевролитовая пачка (Рисунок 4).

Глины темно-серые с коричневым или голубоватым оттенком, слоистые, неяснослоистые, листовые, гидрослюдистые, в разной степени известковистые и алевролитовые. В глинах встречаются включения микрофауны, пирита, обугленных растительных остатков, тонкие прослои алевролитов, мергелей и известняков. В глинах преобладает пелитовая (44,3%) и алевролитовая (27,7%) фракции. Минералогическая плотность глин составляет в среднем 2,73 г./смі, объемная плотность варьирует от 2,3 до 2,7 г/смі при среднем значении 2,51 г./смі. Пористость глин составляет в среднем 12,7%, карбонатность - 12,9%.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4 - Обобщенная петрофизическая характеристика чокракских коллекторов на площади Новая[5]

Достаточно высокая проницаемость образцов глин Кпрсрс=15,9 мД вероятнее всего связана с техногенной трещиноватостью, образовавшейся в процессе отбора керна.

По материалам геофизических исследований глины характеризуются низкими (1-2 Омм) удельными сопротивлениями, повышенными показаниями ГК (до 9-10 мкР/час), высокой нейтронной пористостью (36-38%) и интервальным временем продольной волны (380 мкс/м).

III пачка сложена песчано-алевролитовыми породами. Песчаники и алевролиты светло-серые с зеленоватым оттенком, мелкозернистые, глауконито-кварцевые, слабо глинистые и неизвестковистые, слабо и средне сцементированные. В целом по минералогическому составу скелет породы III пачки является мономинеральным кварцевым, но с существенным содержанием глауконита. По гранулометрическому составу в скелетном компоненте преобладает мелкозерниста (0,25-0,1 мм) песчаная (43,3%) и крупно алевритовая (0,1-0,05 мм) - (20%) фракции.

Пористость песчано-алевритовых коллекторов изменяется в узких пределах и составляет в среднем 19,6%, проницаемость варьирует от 15 до 500 мД (Кпрсрс=195 мД). По данным ГИС III пачка характеризуется повышенными удельными сопротивлениями (7-70 Омм). Наблюдается понижающее проникновение фильтрата промывочной жидкости, что является качественным признаком нефтегазонасыщенности коллекторов.

Верхнечокракские отложения

Регионально распространены в Западно-Кубанском, Керченско-Таманском прогибах и на Тимашевской ступени.

Верхнечокракские отложения представлены переслаиванием глин темно-серых с зеленоватым и коричневым оттенком. Глины карбонатные и слабокарбонатные, слабоалевритистые, слюдистые, плотные, крепкие и средней крепости, с многочисленными прослоями и линзами известняков, мергелей, доломитов, реже алевролитов и песчаников. Толщина прослоев 0,03-0,3 м.

Известняки темно-серые и темно-серые с коричневым оттенком, массивные, очень крепкие доломитизированные. Мергели темно-коричневые, плотные, массивные, очень крепкие, с оскольчатым изломом, доломитизированные, с налетами, прожилками и линзами белого и кремового кальцита. Алевролиты от серых до темно-серых, песчанистые, кварцевые, плотные, средней крепости, на глинистом цементе. Песчаники серые кварц-глауконитовые, плотные, крепкие, на глинистом, местами на карбонатном цементе.

Толщина верхнего чокрака на площади Новой составляет 36 м, общая толщина чокракского яруса 143 м.

Караганский ярус

Представлен глинами (95%) с тонкими прослоями до (5% разреза) мергелей, песчаников, алевролитов, реже известняков и доломитов.

Глины серые, темно-серые до черных, темно-серые с коричневатым оттенком, слабоалевролито-слюдистые, слегка песчанистые, сильно-слабокарбонатные и некарбонатные, плотные, местами слаботрещиоватые.

Мергели серые и темно-серые, очень крепкие, сильно доломитизированнные переходящие в доломит. Толщина прослоев от нескольких мм до 7-10 см. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, карбонатные, толщина прослоев от 1-5 мм до 1-7 см.

Известняки серые, светло-серые, коричневатые и бежевого цвета, доломитизированные, пелитоморфные, неслоистые, с ровным изломом. Слаботрещиноватые. Толщина прослоев 1-4 см. Доломиты серые, коричневато-серые, плотные, неслоистые, толщина прослоев 1-2 см.

Карганские отложения характеризуются резко обедненным составом фауны, указывающим на относительное мелководье и опреснение бассейна нижней части карагана. Верхняя часть формировалась в условиях относительно глубоководного и полносоленого моря.

На площади Новой толщина карагана составляет 176 м.

Верхний миоцен

Представлен двумя ярусами: сарматским и меотическим.

Сарматский ярус. Подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний. Отложения нижнесарматского подъяруса представлены глинами серыми, темно-серыми до черных, карбонатными, песчанистыми, слюдистыми, с прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и известняков толщиной 2-5 см, реже до 0,4-1 м, а также песчаниками, алевролитами и мергелями. На площади Новой толщиной нижнего сармата составляет 105 м.

Отложения среднего сармата представлены глинами серыми, темно-серыми до черных, песчанистыми, карбонатными, с тонкими и редкими прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и известняков. В осевой части Темрюкской синклинали этот горизонт имеет максимальную (до 70-85 м) общую толщину. На площади Новая толщина среднего сармата 264 м.

Разрез верхнесарматского подъяруса сложен глинами серыми, темно-серыми, карбонатными, плотными с частыми прослоями мергелей, известняков и песчаников. На площади Новой толщина верхнего сармата составляет 232 м, общая толщина сарматского яруса - 601 м.

Меотический ярус

Меотический ярус со стратиграфическим и угловым несогласием залегает на сарматском. В осевой части, в том числе на площади Новой, характеризуется полным разрезом и согласно залегает на подстилающих отложениях.

Разрез меотического яруса сложен глинами серыми, зеленовато-серыми, алевритистыми, слюдистыми, карбонатными с мощными пластами и пачками песчаников, песков и алевролитов светло-серых, мелкозернистых, преимущественно некарбонатных.

Максимальное количество горизонтов и их наибольшие толщины установлены в приосевой части Темрюкской синклинали в полосе площадей Губернаторская - Ордынская, характеризующиеся также максимальной толщиной меотического яруса.

Толщина меотического яруса в районе скважины №1 составляет 615 м.

Нижний плиоцен

Отложения понтийского яруса представлены глинами серыми и темно-серыми, карбонатными, песчанистыми, слюдистыми, с прослоями и пластами песчаников (песков) серых, темно-серых, карбонатных, среде - мелкозернистых.

Песчаные прослои объединены в II и III промысловые горизонты. Максимальные суммарные толщины, до 320 м, горизонты имеют на северном борту Темрюкской синклинали. В южном направлении горизонты постепенно выклиниваются. В осевой части и на южном борту синклинали, на площадях Гарбузовская, Становая, Рисовая толщины горизонтов не превышают 15-30 м.

На площади Новой толщины II и III горизонтов составляют 18 и 58 м. Общая толщина яруса 711 м.

Средний плиоцен

Киммерийский ярус

Обособляется на две части: нижнюю - глинистую («рудные слои») и верхнюю - песчано-глинистую («надрудные слои»).

Нижняя часть сложена глинами серыми, темно-серыми, некарбонатными, алевритистыми, слюдистыми, плотными, средней крепости, с обуглившимися растительными остатками и редкими прослоями и линзами сидерита толщиной от 1-2 см до 15-20 см. Верхняя часть киммерия песчано-глинистая. Пески серые и светло-серые, некарбонатные, местами глинистые, слоистые, с прослоями глин серых, некарбонатных, слабопесчанистых, плотных.

Общая толщина киммерийского яруса на площади Новой составляет 515 м.

Верхний плиоцен

Отложения верхнего плиоцена куяльницкого яруса представлены чередованием крупных пачек песков и глин, которые не выдерживаются на площади, замещая друг друга на коротких расстояниях.

Глины встречаются двух типов: в низах куяльника преобладают голубовато-серые, карбонатные, в верхней части - пестроокрашенные, бесструктурные, песчанистые, с карбонатными включениями. Пески буровато-желтые и светлые, рыхлые, мелко- и разнозернистые, часто с включениями галек древних пород. Толщина куяльницкого яруса 1025 м.

Антропоген + нерасчлененный верхний плиоцен

Граница четвертичных отложений и верхнего плиоцена в ЗКП фаунистически не обоснована и при отсутствие литологических отличий проводится ориентировочно. Ниже современных и позднечетвертичных осадков, представленных темно-окрашенными илами и глинистыми алевритами толщиной до 10-20 м, залегают с прослоями и линзами песков субконтинентального генезиса, большая или меньшая часть которых (предположительно 50-70 м) относительно к антропогену.

1.4 Тектоника

В тектоническом плане Новая площадь расположена в пределах осевой части Западно-Кубанского прогиба, западным продолжением которого в пределах акватории Азовского моря является Индоло-Кубанский прогиб (Рисунок 5).

Западно-Кубанский прогиб - геоструктура II порядка, имеющая платформенное основание и заложенная в начале олигоценового времени. Геоструктура выполнена мощным орогенным песчано-глинистым комплексом олигоцена-антропогена. На юге ЗКП через Ахтырскую шовную зону сочленяется с мегантиклинорием Большого Кавказа, а на севере по Новотитаровскому разлому - с Тимашевской ступенью. Восточное замыкание прогиба сочленяется с Адыгейским выступом. В западном направлении прогиб расширяется и глубина подошвы майкопских отложений вдоль осевой части в этом направлении изменяется от 2000 до 6000 м.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5 - Тектоническая схема

Аналогично изменяется и глубина залегания палеозойского фундамента. По данным геофизических исследований на востоке она составляет 4,5 км, на западе, в районе Анастасиевского-Троицкого месторождения - 12 км.

В восточной части прогиба по отложениям палеозоя и мезозоя выделяется Шапсуго-Апшеронский вал. Пологий северный борт ЗКП постепенно переходит в широкую осевую часть. В пределах борта отложения понта и меотиса осложняют малоамплитудные складки уплотнения (Славянская, Фрунзенская и др.).

По данным сейсморазведки в интервале средний миоцен-майкоп на северном борту установлено наличие «блоков оползания», ограниченных гравитационными разрывными нарушениями, погружающихся в сторону прогиба, а также палеоврезов в теле пород эоцена, выполненных майкопскими отложениями древних русел.

Южный складчатый борт прогиба имеет двухъярусное строение, обусловленное особенностями его развития.

Западно-Кубанский прогиб по олигоцен-миоценовым отложениям, как новообразованная, геотектоническая структура, частично унаследовал более узкий палеоцен-эоценовый Афипский флишевый прогиб. Поэтому, в осевой части ЗКП, эоцен и майкоп связаны согласным переходом.

Раннемайкопская фаза складчатости вовлекла в складкообразование северо-западное окончание мегантиклинория Большого Кавказа и южную часть бывшего Афипского прогиба. В связи с этим, средний майкоп и более молодые отложения до понта включительно в этой части региона резко несогласно контактируют с палеоцен-эоценовыми. На некоторых участках борта верхний структурный этаж нарушен разрывами незначительной амплитуды.

Нижний структурный ярус во вскрытой скважинами части сложен эоценом, палеоценом, мелом и характеризуется сжатыми, опрокинутыми преимущественно на север, разбитыми нарушениями складками (Абино-Украинская, Ахтурско-Бугундырская, Зыбза-Глубокий Яр).

Согласно геотектоническому районированию площадь Новая находится в пределах Темрюкской синклинали, расположенной в западной, наиболее погруженной части Славянско-Рязанской мегасинклинали.

Темрюкская синклиналь характеризуется интенсивными пликативно-дизъюнктивными дислокациями и нефтегазоносностью миоценовых и плиоценовых отложений. Характерной особенностью структуры олигоцен-плиоценового Темрюкской синклинали является резкая асимметричность ее поперечного профиля. Она заключается в наличии обширного, моноклинально построенного северного борта синклинали и на порядок более узкого южного борта.

Моноклиналь северного борта осложнена пликативно-дизъюктивными дислокациями и осложнениями седиментационной природы (Прибрежно-Новотитаровская зона).

В олигоцен-неогеновом разрезе Темрюкской синклинали выделяются три структурных яруса.

Нижний ярус представлен глинистой толщей нижнего-среднего майкопа, характеризующейся, преимущественно, отсутствием замкнутых структурных осложнений в нижнем и среднем майкопе. Исключением являются складки Новая, Геленджикская, Свистельниковская, Башьтанная и некоторые другие.

Средний ярус сложен глинистыми и глинисто-карбонатными с прослоями песчаников, пликативно дислоцированными отложениями верхнего майкоп-сармата. По критерию наличия резервуарных песчаных коллекторов целевым стратиграфическим подразделением среднего структурного яруса являются чокракские отложения.

Верхний структурный ярус Темрюкской синклинали представлен глинисто песчаной толщей меотиса-плиоцена, характерной чертой которых является наличие малоамплитудных поднятий. В понтическом и меотическом ярусах выделяется несколько мощных высокорезервуарных алевро-песчаных пачек.

С учетом результатов бурения скважины №1 Новая, а также ранее проведенных сейсмических исследований, уточнено тектоническое строение Новой площади. По отражающему сейсмическому горизонту С_ш (кровля III пачки чокрака), Новая площадь представлена антиклинальной складкой субширотного простирания. Замыкается складка изогипсой на отметке - 3510 м и имеет высоту более 100 м. Размеры складки в указанных границах равны 3,5х1,7 км. Складка осложнена в сводовой части разрывным нарушением, амплитуда которого составляет 10 м.

1.5 Нефтегазоносность

Площадь Новая приурочена к Западно-Кубанскому прогибу, в пределах которого регионально нефтегазоносным является миоценовый комплекс.

С терригенными отложениями среднего миоцена связаны чокракские промышленные залежи углеводородов, установленные на ряде площадей Прибрежного и Складковско-Морозовского районов. Указанные залежи характеризуются сложным геологическим строением, наличием аномально-высоких давлений, сложным фазовым составом пластового флюида, значительной изменчивостью толщин и коллекторских свойств продуктивных пачек.

Ближайшие к площади Новая промышленные залежи углеводородов в чокракских отложениях установлены на площади Прибрежная, Чумаковская и Юпачки МГ.

Месторождение Прибрежное открыто в 1985 году, когда при испытании I пачки чокракских отложений был получен приток углеводородов. Позже в пределах площади были открыты залежи углеводородов в нижнечокракских пачках чокракского яруса.

Месторождение Чумаковское открыто в 2005 г. При опробовании III0 пачки чокракского яруса в скважине №1 в интервале 3448,4-3458,6 м получен приток нефти и растворенного газа с дебитами 281,6 мі/сут. и 73,39 тыс. мі/сут на штуцере 6,2 мм. Пластовое давление, приведенное к глубине 3453,5 м, составило 61,26 МПа, коэффициент аномальности 1,81.

Месторождение ЮМГ открыто в 2006 году при испытании III₀ и III₁ пачки чокракских отложений в скважине №1. При опробование III₀, в интервале 3168,8-3170,8 м получен приток конденсата 85,8 мі/сут. и газа 124,8 тыс. мі/сут. на штуцере 6,1 мм. Пластовое давление на глубине 3159,8 м составило 58,24 МПа, коэффициент аномальности 1,87. Пачка III₁ испытана в интервале 3176,8-3182,0 м, в результате получены конденсат и газ с дебитами 69,6 мі/сут. и 156,4 тыс. мі/сут. на штуцере 4,1 мм. Пластовое давление на глубине 3179,4 м составило 58,33 МПа, коэффициент аномальности 1,87.

На площади Новая залежь углеводородов открыта в скважине №1. При испытании III пачки чокракских отложений в интервале 3710,4-3730,4 м получен приток нефти с дебитом 158.4 мі/сут. и газа 180 тыс. мі/сут. на штуцере 6,4 мм. Пластовое давление составляет 61,5 МПа.

Залежь пластовая, сводовая, эффективная толщина коллекторов III продуктивной пачки равна 28.4 м, они сложены слабоглинистыми, некарбонатными, достаточно отсортированными мелкозернистыми песчано-алевритовыми породами. ВНК в залежи не вскрыт и принят отметке -3510 м (последняя замкнутая изогипса ловушки). Залежь приурочена к ловушке структурного типа, осложненная в сводовой части тектоническим нарушением и ограничена линией контура нефтеносности, проведенного по отметке -3510 м. Размеры ее в этих границах равны 3,5 x 1,7 км, высота более 100 м.

1.6 Гидрогеологические условия

Нижним региональным водоупором чокракского водоносного комплекса являются глинистые майкопские отложения, толщины которых в осевой части ЗКП составляют свыше 3000 м. Сверху чокракский комплекс изолирован глинами карагана, толщины которых в пределах ЗКП изменяются от нескольких десятков до первых сотен метров.

За область питания чокракского водоносного комплекса, традиционно принимаются выходы чокрака на дневную поверхность в междуречье Белой - Урупа, расположенные на абсолютных отметках 400-500 м. В соответствии с этим, приведенные гидростатические напоры на близлежащих площадях (Ярославская, Лабинская и др.) составляют 300-480 м над уровнем моря. В платформенной части Западного Предкавказья, т.е. на площадях Адыгеского выступа, Восточно-Кубанской впадины и Ейско-Березанского района, где рассматриваемый водоносный комплекс сложен хорошо непроницаемыми песчано-алевритовыми породами, напоры закономерно снижаются от области выходов чокрака в сторону Ейского полуострова от 500 до 100 м.

Химический состав пластовых вод чокракских отложений ЗКП отличается однородностью. Воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с минералзацией 450-570 мг-экв/л.

Солевой состав изменяется в небольших пределах. Плотность при 20°С изменяется от 1,004 до 1,009 г./смі; щелочность от 7,5 до 8,3; соленость равна 1,59° Бомэ; общая минерализация 13,25-16,68 г./л или 453,4-570,6 мг. экв/л; содержание хлора - 4,63-5,80 г./л; аммиака - 29,9-34 мг/л; бора - 64,8-101,5 мг/л; брома - 46,6-56,4 мг/л; йода - 31,37-47,59 мг/л; фенолов - 5,09-9,80 мг/л.

Пластовые воды чокракского горизонта отличаются сравнительно невысокой степенью минерализации при довольно значительных дебитах и высокой пластовой энергией, связанной с явлениями АВПД. Эти воды могут быть использованы в народном хозяйстве.

2. Методика исследований

2.1 Комплекс лабораторных и промыслово-геофизических исследований в скважине №1 Новая

Лабораторные исследования

При бурении скважины №1 Новая в продуктивной пачке чокракских отложений, залегающей на глубине 3710,6 - 3741,1 м, проведен сплошной отбор керна с высоким (от 74 до 97%, при среднем значении 86,4%) выносом (Таблица 1). Это обеспечивает надежное изучение петрофизических параметров вскрытых пород.

Таблица 1 - Освещенность керновым материалом разреза скважины

Интервал отбора керна, м	Проходка, м	Вынос керна, м	Вынос керна, %	Количество исследованных образцов	Количество образцов на 1 м проходки
2730,0-2731,2	1,2	0,34	28,3	-	-
3433,7-3441,0	7,3	7,3	100	5	0,7
3596,0-3605,0	9,0	9,0	100	10	1,1
3690,0-3708,0	18,0	14,3	79,4	14	0,8
3708,0-3715,1	7,1	6,7	94,4	12	1,7
3715,1-3718,3	3,2	2,8	87,5	11	3,4
3718,3-3722,9	4,6	4,45	96,7	14	3,0
3722,9-3724,9	2,0	1,9	95	5	2,5
3724,9-3726,39	1,49	1,45	97,3	5	3,4
3726,4-3740,4	14,0	11,2	80	32	2,3
3740,4-3758,5	18,1	18,1	100	18	1,0
3779,0-3797,0	18,0	13,5	75	7	0,4
3811,0-3820,0	9,0	6,6	74	7	0,8
Всего	112,99	97,64	86,4	140	1,24

Как видно из представленной таблицы проходка с отбором керна в скважине составила 112,99 м. Вынос керна изменяется от 28,3 до 100% и в среднем составляет 86,4%. В интервале 2730,0 - 2731,2 м вынос керна составляет всего 28,3%. Такой низкий вынос обусловлен, очевидно, тем, что в данном интервале преобладают тонкослоистые глины, часть которых разрушилась.

Петрофизические исследования керна проведены в лабораториях ООО «НК Роснефть» - НТЦ (далее по тексту НТЦ), ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» (далее по тексту НПЦ) и Кубанского государственного университета (далее по тексту КубГУ).

В результате петрофизических исследований в лаборатории НТЦ на 74 образцах керна продуктивной пачки и 22 образцах вмещающих глин определены: минералогическая д_мин и объемная д_об плотность, общая пористость Кп_общ и пористость насыщения Кп_нас, насыщенность углеводородами Кн_керн и водой Кв_керн, проницаемость Кпр по трем направлениям, карбонатность Скар, гранулометрия с определением содержания песчаной Спес, алевритовой Сал и глинистой Сгл фракций. Кроме того, на выборке 40 образцов измерены удельные сопротивления полностью водонасыщенных образцов с_вп. Затем центрифугированием поэтапно снижалась и измерялась их водонасыщенность Кв и удельные сопротивления с_вп. При этом, минимальная, неснижаемая водонасыщенность с некоторым приближением может быть принята за остаточную Кво.

В лаборатории НПЦ на 40 образцах из продуктивной пачки определены пористость насыщения Кп_нас и проницаемость Кпр стандартными методами. Выполнена капиллярометрия на различных ступенях капиллярного давления с измерением на каждой ступени удельного сопротивления и водонасыщенности. Проведены исследования методом ядерного-магнитного резонанса с расчетом общей, эффективной пористости, проницаемости и оценкой распределения пор по размерам. По данным рентгено-структурного анализа изучен минералогический состав пород.

В петрофизической лаборатории КубГУ исследовано 26 образцов песчаников, отобранных из продуктивной пачки чокрака. Для этого использовались образцы цилиндрической формы, изготовленные ранее в лаборатории физики пласта ООО «НК Роснефть» - НТЦ. Лабораторные эксперименты включали насыщение образцов аналогом пластовой воды с последующей оценкой объемной плотности д_об и пористости насыщения Кп_нас, определение интервального времени пробега продольной ?Тр и поперечной ?Тs волны, измерение статических упругих модулей - коэффициента Пуассона и модуля Юнга.

Промыслово-геофизические исследования

В скважине №1 Новая в интервале чокракских отложений выполнен комплекс геофизических исследований, включающий стандартный каротаж потенциал-зондом N11, М0,5А, градиент - зондом А2, 0М0,5N и ПС; БКЗ; боковой каротаж БК-3; двухзондовый боковой каротаж 2БК; двухзондовый индукционный каротаж 2 ИК; ВИКИЗ; микрозонды; боковой микрокаротаж БМК; гамма-каротаж ГК; спектрометрический гамма-каротаж СГК; нейтрон-нейтронный каротаж ННК; спектрометрический нейтронный гамма - каротаж СНГК; гамма-гамма-каротаж ГГК; лито-плотностной гамма-гамма каротаж; стандартный нейтронный гамма-каротаж НГК; акустический каротаж АК; кавернометрия-профилеметрия; микрокавернометрия; наклонометрия; инклинометрия; термометрия, цементометрия (Таблица 2).

В скважине проведены повторные исследования БМК и БКЗ (аппаратурой ЛОГИС фирмы «РИАЛОГ» и РИАЛОГ-200 НПО «НЕФТЕГЕОФИЗПРИБОР»), что позволило провести оценку качества каротажа сопротивления по повторным замерам разными приборами. В результате установлено хорошее их соответствие, что свидетельствует о надлежащем качестве выполненных исследований.

Анализ материалов новых методов ВИКИЗ, СГК, СНГК, ГГК-ПП позволил установить следующее [5].

Метод ВИКИЗ позволяет определить удельное сопротивление пластов с_п, зоны проникновения с_зп и приближенно диаметр зоны проникновения D. Сравнение этих параметров, определенных по данным других методов каротажа сопротивлений показало, в целом, неплохое их соответствие.

Спектрометрические гамма- и нейтронный гамма-каротажи, за исключением интегрального ГК, характеризуются плохой повторяемостью в интервалах повторных замеров, пористость по СНГК в продуктивной пачке существенно занижена по сравнению со стандартным ННК. Лито-плотностной гамма-гамма-каротаж также отличается невысоким качеством, о чем свидетельствуют существенное завышение объемной плотности по сравнению со стандартным ГГК и нереально высокие индексы фотоэлектрического поглощения.

Таблица 2 - Комплекс ГИС, выполненный в скважине №1

Методы	Масштаб	Интервал, м	Аппаратура	Скорость записи, м/ч
Стандартный каротаж	1:500	33 - 3836	Э-35, Э-7, БКЗ-75	2000
БК	1:500 1:200	33 - 3836.4 1697,8 - 2008 3560,5 - 3836,4	2БК, БКЗ-75	400-900
ГК	1:500 1:200	33-3833 652-3836,4	РК-8	150-200
БКЗ	1:200	1697,8 - 2006 3560,5 - 3836	БКЗ-75	900
ИК	1:200	3560,5 - 3836,8	2ИК-75	200
ВИКИЗ	1:200	3560,5-3838,4	ВИКИЗ	1500
МК, МБК, МКВ	1:200	3560,5 - 3836,8	БМК-75	360
ННК	1:200	3560,5-3836	РК-8	200
НГК	1:200	3560,5-3836	РК-8	200
ГГК-П	1:500 1:200	3560,5 - 3836 3560,5 - 3836	ПК-75	330
ГГК-ЛП	1:200	3555-3825	СГПЛ-73	150
СГК	1:200	3560,5-3836	ЦГС-2	200
СНГК-СL	1:200	3560,5-3836	СПРК-90
АК	1:200	652-3827	АКЦ-75	360
АКЦ	1:500	0-650	АКЦ-75	360
	1:500	0-1697
	1:500	0-3121,6
	1:500	2040-3567
Кавернометрия	1:200	652-3830,8	КП-75	150-900
Термометрия	1:500	0 - 3839	Т-75	1000
ГДК	11 проб	3724-3745,2	АГИП-К
Наклонометрия		3560-2840	НИД-2
Инклинометрия	Через 5, 10, 20 м	0 - 3837	ИММН-60	384 точки

В целом материалы новых методов, за исключением ВИКИЗ, интегрального ГК аппаратуры СГК и наклонометрии оказались низкого качества, что не позволило использовать их и выданные по ним заключения для количественной интерпретации.

2.2 Технология комплексной интерпретации данных ГИС

Технология выделения коллекторов, определения их свойств и нефтегазонасыщенности в разрезе скважины №1 Новая основана на комплексной интерпретации результатов изучения керна и геофизических исследований [5]. При этом решались следующие задачи:

- увязка интервалов отбора керна и материалов геофизических исследований по глубинам;

- расчленение продуктивной пачки на однородные по данным ГИС пластопересечения, выделение коллекторов и определение их толщин;

- снятие существенных значений кажущихся параметров, введение поправок за искажающие факторы и определение истинных параметров (с_п, с_пп, д_п, Кп_нк, Дt_п, Iг);

- определение глинистости, пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности выделенных пластопересечений по материалам петрофизических исследований;

- определение пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности, коэффициента вытеснения по материалам ГИС с использованием обоснованных петрофизических и интерпретационных моделей геофизических методов;

- анализ полученных результатов и обоснование принятых значений глинистости, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и коэффициента вытеснения.

Увязка керна геофизических материалов по глубинам

Увязка керна и геофизических материалов по глубине проведена на основе сопоставления естественной гамма-активности, полученной при сплошном исследовании керна, с диаграммой гамма-каротажа и результатов послойного описания керна с диаграммами микрозондов и микрокаверномер. При этом вынесенный керн равномерно распределялся в интервале отбора. В качестве реперов использовались глинистые прослои по описанию керна, четко выделяющиеся на диаграммах микрометодов. В результате установлено, что в верхней части пачки глубины отбора керна на 2,3 м больше, чем по данным ГИС, к низу пачки это расхождение сначала уменьшается, а затем, в пределах 1 м приобретает обратный знак. В целом погрешности привязки керна к материалам ГИС по нашим оценкам не превышает ±0,2-0,3 м.

В дальнейшем результаты петрофизических исследований образцов керна были привязаны к выделенным по материалам ГИС пластовым пересечениям, что позволило определить их фильтрационно-емкостные свойства и предельную водонасыщенность по керну.

Определение истинных параметров пластов

Всего в разрезе чокракских отложений выделено 17 пластопересечений, толщина которых изменяется от 0,4 до 6 м. Во всех пластопересечениях отсчитаны существенные значения диаметра скважины по каверномеру и микрокаверномеру; кажущиеся сопротивления микроградинт- и микропотенциал-зондов. БМК; БК; 2БК; 2ИК; с_зп; с_п и D/dc по методу ВИКИЗ; показания ГК; нейтронная пористость; объемная плотность; интервальное время пробега продольной волны Дt_п. Используя существующее палеточное обеспечение [1,9] и документацию на геофизические приборы, введены поправки за влияние искажающих факторов.

В связи с небольшой толщиной глинистой корки (10-14 мм) поправки за ее влияние в с_бмк не вводились и принято, что с_бмк=с_пп.

Кажущиеся сопротивления бокового каротажа исправлены за влияние скважины и вмещающих пород, а кажущиеся сопротивления двухзондового индукционного каротажа - за скин-эффект, влияние скважины и вмещающих пород.

В результате программной обработки материалов ВИКИЗ определены удельные сопротивления зоны проникновения, пласта и диаметр зоны проникновения. В связи с небольшими толщинами выделенных пластопересечений обработка БКЗ для определения удельных сопротивлений пластов не проводилась.

В результате анализа материалов каротажа сопротивлений установлено понижающее проникновение фильтрата промывочной жидкости в проницаемые пласты, что надежно подтверждается радиальным градиентом сопротивлений на зондах с разной глубиной исследований. Глубина зоны проникновения небольшая и по ВИКИЗ составляет в среднем 2-3 диаметра скважины. Понижающее проникновение в условиях чокракских отложений при с_ф?с_п является надежным качественным признаком нефтегазонасыщенности коллекторов. Окончательные значения с определялись по материалам бокового и индукционного каротажей.

В показания гамма-каротажа введены поправки за инерционность аппаратуры и по зависимости Кгл=ѓ(Iг) при Iг<4мкР/ч приближенно определена глинистость пород. При оценке нейтронной пористости использовались измеренные Кп_ннк3. В зарегистрированную гамма-гамма-каротажем объемную плотность введены поправки за естественное гамма-излучение д_{с опр}.

Определенные истинные геофизические параметры с_пп, с_п, Iг_исп, Кп_ннк, д_{с попр}, Дt_п и ранее обоснованные интерпретационные модели геофизических методов использованы для геологической интерпретации при выделении коллекторов, определении глинистости, пористости, нефтегазонасыщенности и коэффициента вытеснения.

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин проводилось по комплексу качественных геофизических признаков с привлечением послойного описания и петрофизических исследований керна.

При выделении коллекторов и определении эффективности толщин использовались следующие качественные критерии:

- положительные приращения на кривых микрозондов;

- сужение фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным на диаграммах микрокаверномера за счет образования глинистой корки;

- радиальный градиент сопротивлений, четко фиксирующийся при сравнении кривых бокового каротажа и бокового микрокаротажа, причем с_БК>с_БМК, что свидетельствует о понижающем проникновении и нефтегазонасыщенности коллекторов;

- низкие значения естественной гамма-активности, не превышающие 5-6 мкР/ч.

В целом в III продуктивной пачке выделено 17 пластопересечений коллекторов, эффективная толщина которых варьирует в пределах 0,4-6 м. Общая эффективная толщина III пачки составляет 28,4 м.

Определение глинистости

Известно, что определение глинистости по материалам гамма-каротажа в слабо глинистых песчано-алевритовых коллекторах является сложной задачей, поскольку естественная гамма-активность пород в таких условиях в основном зависит от содержания и гамма-активности алевритового компонента [10,15]. Приближенные оценки глинистости при 4 мкР/час могут быть получены по зависимости Кгл= ѓ(Iг).

Более точные оценки глинистости могут быть получены по результатам гранулометрического анализа керна. В соответствии с рисунка 4, объемное содержание пелитовой фракции в коллекторах не превышает 10%, при этом для подавляющего количества образцов Кгл меньше 6% и составляет в среднем 3,5%. Глинистость по керну найдена для всех выделенных пластовых пересечений коллекторов и изменяется от 1,7 до 9,4% при средневзвешенном по толщине значении, равном 4,5%. Установленные величины глинистости пластовых пересечений по керну учитывались при определении пористости по нейтронному каротажу.

Определение пористости

Пористость коллекторов III продуктивной пачки найдена по материалам петрофизических и геофизических исследований. Определение пористости по керну проведено на равномерно отобранных по разрезу пачки 74 образцах в НТЦ и 40 образцах НПЦ. Распределение пористости по этим данным приведены на рисунке 4. Как видно, пористость варьирует в узком диапазоне, преимущественно от 16 до 22%, при этом более 75% образцов характеризуется пористостью 18-22%, а ее среднее значение составляет 19,6%.

В результате увязки керна с материалами ГИС по глубине определена средняя пористость по керну для всех выделенных пластопересечений и ее средневзвешенное по эффективной толщине значение, равное 19,4%. Следует отметить, что пористость по керну может быть несколько занижена вследствие неполного (82%) выноса породы при отборе. Как правило, потеря породы при отборе керна приурочена к наиболее рыхлым участкам разреза с наилучшими коллекторскими свойствами.

При оценке пористости по геофизическим исследованиям использовались материалы плотностного гамма-гамма, нейтронного и акустического каротажей. Наиболее эффективным методом определения пористости коллекторов III пачки является плотностной гамма-гамма каротаж. Интерпретационная модель объемной плотности имеет выражение:

Кп_общ=(2,66-д_п)/ 1,66=1,6-0,6·д_п., (1)

где Кп_общ - общая пористость, %;

д_п - объемная плотность, г/см³.

По уравнению 1 определена пористость всех выделенных пластопересечений. Сравнение пористости по ГГК и керну показало хорошее их соответствие, средние расхождения не превышают 1%, а средневзвешенные по эффективности толщине значения составляют 20,1 и 19,4%.

Пористость по интервальному времени продольной волны Дt_р вычислялись по уравнению среднего времени [14]:

Кп=(Дt_р-180)/430, (2)

где Кп - пористость, %;

Дt_р - интервальное время продольной волны, Мкс/м.

Окончательные значения пористости приняты по ГИС на основе анализа результатов, полученных по всем методам (ГГК, АК, ННК) и пористости по керну.

3. Обоснование интерпретационных моделей ГИС

3.1 Обоснование петрофизических моделей чокракских коллекторов

В целом чокракские коллекторы III продуктивной пачки в скважине №1 Новая могут быть отмечены к поровому типу, к III и IV классам по классификации А.А. Ханина [12] и сложены глауконито - кварцевыми, мелкозернисто - псаммитовыми и крупнозернистыми алевритовыми, слабоглинистыми, некарбонатными песчано-алевтировыми породами. Пределы изменения и средние значения петрофизических параметров коллекторов в скважине №1 Новая приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Петрофизические параметры чокракских коллекторов

Петрофизические параметры	Пределы изменения	Средние значения
Пористость Кп, %	16,0 - 24.4	19,6
Пористость скелета породы Кпск%	20 - 25	23
Проницаемость Кпр, мД	15 - 500	195
Объемное содержание песчаной фракции Кпес, %	31 - 64	50
Объемное содержание алевритовой фракции Кал, %	12 - 39	23,7
Объемное содержание глинистой фракции Кгл, %	1,1 - 13	3,5
Относительная глинистость згл, %	8,1 - 40,2	14,4
Карбонатность Ккар, %	1.3 - 12	3,1
Объемная плотность дп, г/см3	2,25 - 2,45	2,34
Минералогическая плотность дмин г/см3	2,65 - 2,7	2,66
Связанная водонасыщенность Кво, %	12 - 50	25,6
Эффективная пористость Кпэф, %	12 - 18	14,4

В результате выполненных лабораторных исследований обоснованы следующие петрофизические модели чокракских коллекторов.

Модель объемной плотности водонасыщенных пород

Известно [10], что объемная плотность д_п водонасыщенных пород определяется выражением:

д_п=д_ск * (1-Кп) + д_в*Кп, (3)

откуда общая пористость пород определяется:

Кп = (д_ск - д_п) / (д_ск - д_в). (4)

где д_ск - плотность скелета, г/см³;

д_в - плотность пластовой воды, г/см³.

Плотность пластовой воды д_в для чокракских отложений равна 1г/см³, таким образом, для определения пористости по уравнению (4) необходимо обосновать плотность скелета д_ск. Из распределения минералогической плотности скелета образцов керна (Рисунок 4) следует, что она варьирует в узких пределах, преимущественно от 2,65 до 2.68 г./см³, причем, для 50% образцов, составляет 2,66 г./см³.

На рисунке 6 приведена зависимость объемной плотности водонасыщенных образцов д_п от общей пористости Кп_общ которая надежно аппроксимируемая выражением:

Кп_общ=(2,66-д_п) / 1,66 = 1,6 - 0,6*д_п. (5)

Формула (5) является петрофизической моделью объемной плотности для изучаемых водонасыщенных пород.



Рисунок 6 - Зависимость объемной плотности д_п от общей пористости Кп_общ

Модель удельного сопротивления

При интерпретации материалов каротажа сопротивлений, определении нефтегазонасыщенности и коэффициента вытеснения нефти основополагающими являются зависимости параметра пористости Рп от пористости Кп и параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв [4,7,8,10].Параметр пористости Рп связан с пористостью соотношением:

Рп = с_вп / с_в = с_впп / с_ф = а / Кп^m, (6)

где с_вп - удельное сопротивление водонасыщенного пласта, Омм;

с_впп - удельное сопротивление промытой зоны водонасыщенного пласта, Омм;

с_в - удельное сопротивление насыщающей пласт воды, Омм;

с_ф - удельное сопротивление фильтрата промывочной жидкости, Омм;

а, m - эмпирические коэффициенты;

Рп - параметр пористости.

Для обоснования коэффициентов а и m необходимо провести измерения удельных сопротивлений водонасыщенных образцов керна. Первоначально такие исследования на 40 образцах керна были выполнены в лаборатории НТЦ. На рисунке 7 приведено сопоставление измеренных на образцах керна значений Рп и Кп для коллекторов III пачки и приведена ранее обоснованная зависимость Pп = f (Кп) для чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба [5,14]:

Pп=0,87 * Кп^1,69. (7)

Как видно, фактические точки располагаются выше зависимости (7) и аппроксимируются уравнением:

Рп = 0,87 * Кп^1.79 (8)

Использование уравнения (8) приводит к некоторому увеличению удельного сопротивления водонасыщенного пласта и, следовательно, к снижению нефтегазонасыщенности коллектора. Для оценки влияния этого фактора в петрофизической лаборатории КубГУ было осуществлено параллельное изучение параметров Рп и Кп. На рисунке 8 представлено сравнение пористости и параметра пористости, определенных в лаборатории НТЦ (Кп₁ и Рп₁) и лаборатории КубГУ (Кп₂ и Рп₂). Отмечается небольшое (в среднем на 0,2%) увеличение пористости Кп₂ и существенное увеличение параметра пористости Рп₂. Было установлено, что увеличение пористости коллекторов происходит в результате недонасыщения образцов керна пластовой воды. Существенное увеличение параметра пористости, измеренного в лаборатории НТЦ, по всей вероятности обусловлено излишним осушением боковой поверхности образца при замере сопротивления Рвп.



Рисунок 7 - Зависимость параметра пористости Рп от общей пористости Кп

В декабре 2007 года были выполнены исследования керна в петрофизической лаборатории ОАО НПЦ «Тверьгеофизика», в которой на 40 образцах проведено измерение удельного сопротивления с_вп и пористости Кп. На рисунке 9 приведены распределения параметров пористости образцов керна по данным двух лабораторий. Наблюдается существенное завышение параметра пористости Рп₁ по данным НТЦ (средние значения Рп₁ и Рп₃ соответственно, составляют 17,7 и 14,6 и их относительное расхождение - 21%). С другой стороны, значения Рп₃ по данным НПЦ неплохо согласуются с результатами лаборатории КубГУ (Рп₂).



Рисунок 8 - Сопоставление пористости Кп и параметра пористости Рп по данным петрофизических лабораторий НТЦ (Кп₁, Рп₁) и КубГУ (Кп₂, Рп₂)

На рисунке 10 приведено сравнение параметров пористости и пористости, определенных в трех лабораториях, хорошо подтверждающее ранее установленные расхождения. Окончательная зависимость Рп=f(Кп) обоснована по результатам измерений в лаборатории НПЦ и лаборатории КубГУ и имеет следующий аналитический вид: