Неокомский гидрогеологический комплекс является самым крупным по мощности в разрезе (около 2000 м) и представлен песчано-алеврито-глинистыми породами валанжин - барремского возраста.

Учитывая тот факт, что неокомский гидрогеологический комплекс имеет мощные глинистые разделы, а также различную природу накопления нижней и верхней частей разреза, их характеристика приведена раздельно.

Внутри нижней части комплекса, относящегося к заполярной свите, предполагается существование водоупоров локального развития, о чем свидетельствует наличие газоконденсатных залежей в пластах валанжин-готеривского возраста (пласты группы БУ) в пределах района работ. Общая мощность осадков в пределах лицензионного участка изменяется от 415 до 521 м.

Песчаные разности пластов заполярной свиты обладают лучшими коллекторскими свойствами в сравнении с отложениями юрского возраста. Отложения заполярной свиты испытаны в достаточно большом количестве скважин Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, в пределах которых получены притоки вод от 4,7 м3/сут до 27,0 м3/сут при различных динамических уровнях. Среди опробованных объектов встречаются и слабопроницаемые пласты, характеризующиеся незначительными дебитами.

С подошвой комплекса связаны песчано-алевритовые породы заполярной свиты, к которой приурочены пласты группы БУ, имеющие ограниченное распространение и характеризующиеся линзовидным строением с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами (Кп = 0,16-0,20, Кпр = 30-90 х10-15м2).

Верхняя часть неокомского гидрогеологического комплекса представлена чередованием алевролитов, глин и песчаников, к которым приурочены продуктивные пласты группы МХ ереямской свиты. Общая мощность этой свиты в пределах лицензионного участка изменяется от 277 до 384 м.

Проницаемые пласты комплекса характеризуются более высокими коллекторскими свойствами, чем пласты нижележащих отложений: пористость 16-20%, проницаемость 90-150*10-15м2.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс. Завершает разрез первого гидрогеологического этажа комплекс, связанный с апт-альб-сеноманскими отложениями, объединенными в покурскую свиту (пласты группы ПК). Для всей толщи характерно отсутствие регионально выдержанных мощных глинистых пластов, вследствие чего отложения свиты представляют собой единую геогидродинамическую систему.

Однако, факт обнаружения на отдельных площадях залежей нефти и газа в пластах свиты, свидетельствует о наличии покрышек в залежах, являющихся надежным водоупором, препятствующим перетоку углеводородов в вышележащие пласты. Толщина водовмещающих пород комплекса в пределах лицензионного участка изменяется от 679 до 763м.

Вышележащие осадки туронского возраста толщиной 90-110 м представлены глинами и опоками, надежно изолирующими апт-альб-сеноманский комплекс от зоны свободного водообмена.

Верхний гидрогеологический этаж турон-четвертичного возраста, представлен преимущественно переслаиванием мелко- и разнозернистых песков, глин, алевролитов, супесей и суглинков, причем пески в разрезе преобладают.

Отложения палеогеновой и четвертичной систем характеризуются преимущественно свободным водообменом, низкой минерализацией и, в основном, локальным распространением водоносных горизонтов. Важным фактором, влияющим на гидрогеологические условия, также является зона многолетнемерзлых пород.

Толщина этажа по рассматриваемой территории изменяется в пределах 650-840 м.

В пределах лицензионного участка воды верхнего гидрогеологического этажа не изучены. По данным соседних площадей (Тазовская площадь и др.), минерализация вод достигает 0,15-1,0 г/л, воды по типу относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, являются опресненными и используются как для технических, так и для хозяйственных целей. Пресные воды олигоценовых отложений применяются для водоснабжения населенных пунктов.

Таким образом, на основе данных о физико-химической характеристике пластовых вод и результатов испытания скважин, расположенных на Мессояхском лицензионном участке, с учетом материалов соседних месторождений и площадей для величины минерализации по разрезу рекомендуется принять следующие значения:

-покурская свита (сеноман) - 16,0 г/л;

-покурская свита (апт-альб) - 12,0 г/л;

-ереямская свита (готерив-баррем) пласты группы МХ - 8,0 г/л;

-заполярная свита (валанжин) пласты группы БУ - 7,0 г/л;

-тюменская свита - 7,4 г/л.

2. Технико-методическая часть

2.1 Литолого-петрофизические характеристики объектов исследования

2.1.1 Состояние освещенности объектов исследования керном и состояние его изученности

Данные раздела подготовлены по материалам подсчета запасов Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений был использован керновый материал и результаты лабораторных исследований по 12 скважинам Западно-Мессояхского месторождения и 10 скважинам Восточно-Мессояхского месторождения. Сведения накопленной петрофизической информации по месторождениям приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Сведения об объемах петрофизической информации по Западно-Мессояхскому и Восточно-Мессояхскому месторождениям

Объемы	Западно-Мессояхское месторождение	Восточно-Мессояхское месторождение	Всего
Количество скважин с отбором керна	12	10	22
Толщина продукт. разреза, м	500	1570	2070
Проходка с отбором керна, м	427.9	563	991
Вынос керна	м	258.3	380.9	639.2
	к проходке с керном, %	60.4	67.7	64.5
	к толщине продукт. разреза, %	51.7	24.3	30.9
Число исследованных образцов	154	206	360

Из таблицы следует, что объем вынесенного керна несколько выше по Восточно-Мессояхскому месторождению. Такое же соотношение и по выносу керна - 60,4% по отношению к проходке с отбором керна по Западно-Мессояхскому месторождению и 67,7% - по Восточно-Мессояхскому. Вынос керна по отношению к продуктивной толщине разреза составляет 51,7% и 24,3% по Западно-Мессояхскому и Восточно-Мессояхскому месторождениям соответственно. Соотношение освещенности керновыми исследованиями групп продуктивных пластов показано в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Соотношение освещенности керновыми исследованиями групп продуктивных пластов Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений

Группы продуктивных пластов	Количество исследованных образцов
	Западно-Мессояхское месторождение	Восточно-Мессояхское месторождение	Всего по пласту
	общее число	из эффект. части	общее число	из эффект. части	общее число	из эффект. части
ГП	14	0	0	0	14	0
ПК1-3	114	83	42	28	156	111
ПК5-22	22	11	0	0	22	11
МХ1-10	0	0	10	5	10	5
БУ6-14	4	2	147	100	151	102
Всего по месторождению:	154	96	206	133	360	229

Из таблицы видно, что освещенность продуктивного разреза керновыми исследованиями неравномерная, как по пластам, так и по месторождениям. На Западно-Мессояхском месторождении наибольшее количество исследованных образцов приходится на пласты ПК1-3 (114 образцов) и ПК5-22 (22 образца), и совершенно не охарактеризованы керном пласты МХ и БУ (4 образца). На Восточно-Мессояхском месторождении лучше всего охарактеризованы керновыми исследованиями пласты группы БУ (147 образцов), несколько хуже пласты ПК1-3 (42 образца). Практически не охарактеризованы керном пласты МХ1-10 (10 образцов), не было исследований керна в пластах ПК5-22. В целом по двум месторождениям исследовано 360 образцов.

Вынос керна из эффективной части разреза значительно меньше, чем из пород-неколлекторов. Это объясняется тем, что проницаемые, слабосцементированные породы, особенно породы-коллекторы сеноманских отложений, в процессе отбора керна разрушаются, размываются буровым раствором и выносятся на поверхность в виде песка и шлама. В целом изученность керновым материалом продуктивной части разреза невысока. Эффективная толщина пласта ПК1-3 в процентном соотношение на Западно-Мессояхском месторождении 52.3%, в Восточно-Мессояхском месторождении 16%. Эффективной нефтегазоносной толщиной Западно-Мессояхском месторождении 27%, в Восточно-Мессояхском месторождении 28%.

Фильтрационно-емкостные и литологические исследования образцов пород Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений проводились в ЦЛ Главтюменьгеологии. Статистические параметры по определению ФЕС пластов приведены в таблице 2.3.

Для определения петрофизических и литологических параметров применялись следующие методики.

Коэффициент открытой пористости (Кп) определялся методом насыщения образцов моделью пластовой воды и керосином, а также газоволюметрическим методом по гелию.

Объемная (дп) и минералогическая (дм) плотности определялись расчетным путем.

Абсолютная проницаемость (Кпр) определялась методом фильтрации газа на установке.

Коэффициент остаточной водонасыщенности (Кво), вернее водоудерживающей способности (Квс), определялся методом центрифугирования.

Таблице 2.3

2.1.2 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пород и критериев выделения коллекторов

Пласты группы ПК

По пластам группы ПК вынос керна в целом по двум месторождениям составляет 66,2% от проходки с керном. Освещенность общей эффективной и эффективной нефтегазонасыщенной толщины вынесенным керном составляет 28,7% и 27% соответственно. Освещенность керном эффективной толщины выше на Западно-Мессояхском месторождении (52,3%) по сравнению с Восточно-Мессояхским месторождением (16%), но освещенность эффективной нефтегазонасыщенной толщины керном одинакова на обоих месторождениях (27-28%).

Из всех продуктивных пластов в пределах Западно-Мессояхского месторождения керном охарактеризованы только пласт ПК1-3 (сеноманская залежь) и пласт ПК12 (отложения покурской свиты). На Восточно-Мессояхском месторождении керном охарактеризован только пласт ПК1-3.

Пласт ПК1-3 вскрыт всеми пробуренными на площади скважинами. Керн отобран в 6-ти скважинах Западно-Мессояхского месторождения (скважины: 6, 20, 24,25,26 и 31), в 5-ти скважинах Восточно-Мессояхского месторождения (скважины: 10, 12, 14, 33, 35). Всего в пределах залежей пройдено с отбором керна 309,3м, из них отобрано 203м керна. Из проницаемых прослоев отобрано 93,9 метра керна, в том числе из газонасыщенной части - 22,6м, из нефтенасыщенной части - 25,7м. На основе описания керна можно сделать вывод, что породы-коллекторы и породы-неколлекторы Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений аналогичны по составу и свойствам пород, слагающим сеноманскую толщу.

Коллекторами нефти и газа в сеноманских отложениях являются песчаники слабосцементированные как однородные, так и горизонтально-слоистые. В песчаниках преобладающие размеры обломков 0,10-0,16 мм, сортировка материала средняя, обломки полуокатанные. По составу скелетной части песчаники аркозовые и близкие к полимиктовым, кварца и полевого шпата примерно в равных количествах, обломков пород от 10% до 25%, слюды - 2-3%. Зерна кварца в большинстве с пылеватыми включениями, полевые шпаты представлены плагиоклазами и калиевыми разностями. Органические остатки представлены редкими бесструктурными чешуйками углистого детрита, бурые, довольно крупные в среднем их количество составляет 3-4%. Цемент пленочно-поровый, его количество до 10-12%. Отмечается значительное количество пустых пор различной размерности, пленки сплошные и прерывистые, различные по толщине, по составу хлоритовые и гидрослюдисто-хлоритовые, поры заполнены каолинитом и хлорит-гидрослюдистым материалом. Аутигенные минералы представлены пиритом в виде единичных плохораскристаллизованных зерен, лейкосеном в виде единичных примазок. Коллекторы имеют межзерновой тип порового пространства.

Гранулометрический состав пород ПК1-3, определенный по шлифам, изменяется от мелко- до среднезернистых фракций. Крупнозернистая фракция (d3 от 1 до 0,25 мм) составляет - от 1% до 10%. Преобладает, в основном, мелкозернистая песчаная фракция (d3 от 0,25 - 0,1 мм) - от 1-10% до 20-30% и алевритовая фракция (d3 от 0,1 - 0,01 мм) - от 15-30% до 40-75%. Пелитовая фракция составляет от 6-8% до 35%. Диапазоны изменения и средние значения гранулометрических фракций показаны в таблице 2.3.

Объемная плотность дп образцов пород ПК1-3 изменяется в пределах - от 1,6 до 2,95 г/см3 со средним значением для коллекторов дп=1,9 г/см3 (рис. 2.2д).

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта ПК1-3 в настоящее время изучены на 156 образцах из 8 скважин, из них коллекторов - 111 образцов (таблица 2.3).

Коэффициент открытой пористости Кп измерен на 156-ти образцах. Среднее значение Кп коллекторов по керну составляет 29,8%, диапазон - от 21,5 до 41% (таблица 2.3, рис.2.2а).

При насыщение водой наблюдаеться увелечинение пористости образцов. ОБусловленно оно наличе разбухающего глинестного цемента и проявляеться с ростом гилинистости, т.е. с уменьшение пористости. Пример сопостовление пористости по гелию и поводе приведен на рисунки 11 (условно) из него следуют что при пористости больше 34-35% пористости по гелию и по воде совподают. С уменьшение пористости до 22-23% пористость по воде в среднем 3-4% превышает пористоть по гелию. Дальнейшее уменьшение пористости обусловлено присутствием карбонатного цемента, не разбухающего цемента. Пористость в карботанизированых писчаников в воде практически равна пористости по гелию. На рисунки 2.1 красным цветом приведена наиболее вероятная зависимости Кпо воде от Кп по гелию, по преставлению Мамяшева В.Г.(спец)часть

Рис 2.1 Сопоставление пористости по гелию и по воде.

Коэффициент абсолютной проницаемости Кпр измерен на малой выборке - 12 образцов (таблица 2.3). По коллекторам среднее значение Кпр составляет 70,3 мД при диапазоне от 12,6 мД до 165 мД (таблица 2.3, рис. 2.2б). Выборка образцов керна с замерами Кпр не является представительной, поэтому и статистические характеристики по этому параметру требуют уточнения.

Рис.2.2. Характеристика распределения физических свойств пород пласта ПК1-3 Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений

а)Кп; б)Кпр; в)Кво; г)Скарб; д)dп

Коэффициент остаточной водонасыщенности Кво измерен на еще меньшей выборке образцов керна - всего замерен Кво на 8-ми образцах, в коллекторах - 1 образец. Диапазон изменения Кво меняется в пределах 25,2-38,8%, со средним значением 31,4%.

Породы-неколлекторы пласта - это, в основном, алевролито-глинистая порода, представленная тонким переслаиванием аргиллитов и алевролитов с мощностью прослоев 1-2 см. В алевролито-глинстой породе основная глинистая масса выполнена гидрослюдой, алевритовый материал в количестве до 35%, мелкозернистый песчаный матриал - до 10%. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, плотные, алевролиты светло-серые с коричневатым оттенком за счет нефтенасыщенности, глинисто-карбонатные, крепкие. Алевролиты по соотношению породообразующих минералов аркозовые с примерно равным содержанием кварца и полевого шпата, обломки пород единичные, также незначительны и чешуйки биотита и мусковита. Цемент глинистых пород пленочно-поровый.

Встречаются довольно мощные уплотненные прослои, представленные мелкозернистыми песчаниками, крепкосцементированными карбонатным цементом, и прослоями известняка. Основная карбонатная масса в известняке выполнена (по данным термовесового анализа) сидеритом (до 50%) и мелкозернистым кальцитом с примесью доломита (до10%).

2.1.3 Петрофизическая характеристика коллекторов пласта ПК1-3

Выборка исследованного керна по пластам ПК составляет 178 (таблица 2.2). Распределения петрофизических и литологических параметров, построенных по этой выборке керна, представлены на рис.2.2, а в таблице 2.3 даны статистические характеристики параметров по обобщенным результатам анализов керна. В табл. 2.4 приведена информация по исследованным образцам керна по параметрам. Из таблицы видно, что проведен большой объем работы, но из-за бессистемности исследований только незначительная часть образцов керна охвачена всеми анализами. Это существенно снижает значимость выполненных петрофизических исследований.

Таблица 2.4

Объем изученности керна из пластов ПК1-3 Западно-Мессояхского и Восточно Мессояхского месторождений

Свойства	ПК 1-3
Кп	156
Кпр	12
Кво	8
?п	156
Скарб	156
Сгл (в шлифах)	32
? исследований по пласту	520

Анализ основных петрофизических зависимостей выполнен по результатам сопоставления параметров, полученных в результате стандартных исследований керна, -коэффициентов пористости Кп, проницаемости Кпр, остаточной водонасыщенности Кво, объемной плотности дп, карбонатности Скарб и глинистости Сгл. Зависимости между петрофизическими и литологическими свойствами, также как и описание керна и шлифов, позволяют судить о модели коллектора.

Зависимость остаточной водонасыщенности Кво от пористости Кп для пластов группы ПК (рис. 2.3а) практически невозможно проанализировать из-за малой выборки керновых исследований с замерами Кп и Кво.

Зависимость проницаемости Кпр от коэффициента пористости Кп для пластов группы ПК, представленная на рис 2.3б, не может являться характеристикой данного объекта из-за недостаточности керновых исследований. На график зависимости разным цветом нанесены точки керна из разных пластов этой группы. Все точки показывают общую закономерность изменения коэффициента проницаемости от коэффициента пористости. Уравнение зависимости Кпр=f(Кп) использовалось при оценке Кп по значениям коэффициента пористости в процессе обработки данных ГИС.

Зависимость проницаемости Кпр от остаточной водонасыщенности Кво в пластах ПК недостаточно керновых исследований для корректного анализа связи Кпр~Кп, но тенденция увеличения Кпр с уменьшением Кво прослеживается (рис.2.3в)..

Зависимость объемной плотности дп от коэффициента пористости Кп для пластов группы ПК (рис. 2.3г) имеет достаточно высокую тесноту связи в интервале значений Кп, соответствующих коллекторам (Кп>21,5%). В интервале значений Кп, соответствующих неколлекторам, есть точки, выпадающие из общей тенденции. Точки, имеющие низкие значения плотности и достаточно высокие значения Кп могут быть связаны с присутствием углистого материала. Точки с высокими значениями плотности и низкими значениями Кп, выпадающие из общей тенденции, связаны с повышенной карбонатностью исследованного образца.

Сопоставление гранулометрического состава пород с коллекторскими свойствами. Определение гранулометрического состава пород сделано только по шлифам. Анализ связей позволил сделать следующие выводы.

Содержание песчаной фракции достаточно четко напрямую коррелируется с коэффициентами пористости и проницаемости по пласту ПК. С остаточной водонасыщенностью связь Спесч обратная.

Влияние на коэффициент пористости коллекторов содержания алевритовой фракции неоднозначное для всех изучаемых объектов. Обратная зависимость от содержания алевритовой фракции наблюдается с Кпр, и прямая - с Кво, во всех продуктивных пластах. Увеличение содержания алевритовой фракции существенно снижает фильтрационную характеристику пород, практически не влияя на емкостную.

Содержание пелитовой фракции хорошо коррелируется с коэффициентами проницаемости (обратная зависимость) и остаточной водонасыщенности (прямая зависимость) пород (рис.2.4). Эти связи показывают, что коллектор по типу межзерновый во всех объектах, т.к. изменение пористости и проницаемости происходит в зависимости от степени заполнения пор глинистым и алевритовым материалом.

Влияние карбонатности, представленной сидеритом, кальцитом, доломитом и их промежуточными разностями, на ФЕС весьма значительно и совместно с глинистостью является определяющим.

Модель коллектора продуктивных пластов по результатам имеющейся информации по керну следующая. В продуктивном пласте ПК коллектор представлен песчаниками с межзерновым типом порового пространства. Это означает, что изменение емкостных свойств коллектора определяется степенью заполнения пор скелета глинисто-алевритовым, глинисто-карбонатным материалом; на изменение фильтрационных свойств дополнительно влияет неоднородность породы по размерам поровых каналов.

Обоснование граничных значений петрофизических параметров коллекторов.

Для пласта ПК1-3 из-за недостаточности керновых данных и отсутствия скважин, пробуренных на РНО, установить граничные значения петрофизических параметров не представляется возможным. Поэтому величины граничных значений Кп,гр и Кпр,гр для отложений сеномана были взяты по данным базовых скважин (скв.41 Ямбургская и скв.110 Уренгойская), которые являются основными для северной группы месторождений, куда относятся Западно- и Восточно-Мессояхские месторождения (рис.2.6). Граничные значения равны: Кп,гр=21,5%, Кпр,гр=0,6мД. Данные граничные значения установлены для газонасыщенных коллекторов.

Рис.2.6. Сопоставление коэффициентов пористости и проницаемости с Кп,дин и Кп,эф для установления граничных значений параметров по данным анализов керна в сеноманских отложениях по данным подсчета запасов :

1-керн из скважин на РНО (скв.41 Ямбургская, скв.110 Уренгойская); 2- керн из скважин на РВО (Уренгойское и Медвежье месторождения).

Для нефтенасыщенных коллекторов граничное значение коэффициента пористости получено по связи Кп=f(бсп). При бсп,гр=0,25 (см.ниже) получено значение Кп,гр=22,7% (рис.2.7). Граничное значение коэффициента проницаемости получено по уравнению Кпр=f(Кп) для отложений сеномана (Таблица2.6). При Кп,гр=22,7% получается равным Кпр,гр=1мД. (Таблица 2.5)

Таблица 2.5

Граничные значения «коллектор-неколлектор» петрофизических параметров для продуктивного пласта ПК Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений.

Пласты	ПК 1-3	ПК 6-18	ПК 19-22
Граничные значения	газ	нефть	газ	нефть	газ
бсп.гр	0.2	0.25	0.2	0.25	0.2
Кп.гр, %	21.5	22.7	20	20.7	16
Кпр.гр, мД	0.6	1	0.2	0.3	-
Кво.гр, %	-	-	-	-	-

Таблица 2.6

Основные петрофизические зависимости и константы для продуктивного пласта ПК1-3 Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений по данным подсчета запасов.

Граничные значения, зависимости	Газ	Нефть	Примечания
aсп.гр	0,2	0,25	-
Кп.гр, %	21,5	22,7	-
Кпр.гр, мД	0,6	1	-
rп.гр, Омм	7.5	-
Кп=f(aсп)	Кп=19.23aсп+17.9	-
Кпр=f(Kп)	LgКпр=0.25Кп-5.69	по скв.41 Ямбургской, по скв.110 Уренгойско)
дп=f(Кп)	дп=-0.027Кп+2.68
Кп=f(д)	Кп=(дм-д)/( дм-дж)	дм=2.68 г/см3, дж=1 г/см3
Wв=f(rп)	Lg Wв=-0.461Lgrп+1.47	по скв. 41 Ямбургской, по скв. 110 Уренгойско)
Кнг=f(Wв,Кп)	Кнг=1-Кв, Кв=Wв/Кп	-
Св, г/л	16 (ПК 1-9)	(ПК 1-3)
То, С	16	(ПК 1-3)
r в, Омм	0,46	(ПК 1-3)

2.2 Комплекс техника и методика геофизических исследований скважен

2.2.1 Технические условия проведения ГИС

В рассматриваемом районе работ на дату 01.12.2008 года пробурено 13 скважин Западно-Мессояхского и 26 скважин Восточно-Мессояхского месторождений. Месторождения характеризуются значительным этажом нефтегазоносности - от сеноманского до юрского возраста. Максимальные глубины, вскрытые скважинами на Западно-Мессояхском месторождении - скв.4 (3202 м), скв. 16 (2789 м), скв. 32 (2701 м); на Восточно-Мессояхском - скв.2 (3204 м), скв. 51 (3014 м), скв. 73 (3056 м).

Условия проведения ГИС в рассматриваемом районе работ отличаются особенностями геологического плана: характерно наличие большого количества продуктивных пластов неравномерно распределенных в разрезе месторождений; локализация залежей отдельных пластов в самостоятельных тектонических блоках; многофазное состояние углеводородов большинства залежей; резко неоднородное строение продуктивных пластов.

Пластовые давления и температуры

Термобарическая характеристика разреза Западно и Восточно-Мессояхского месторождений приведена на рисунке 2.8. При построении термобарической характеристики учитывались данные по измерению пластовых давлений и температур, полученных при испытании пластов в колонне.

Температура в исследованных продуктивных отложениях изменяется от 16 0С пласт ПК1-3.

Связь температуры с глубиной отложений описывается уравнением:

Т = 0,03•H - 9.8,

где Т - температура, Со;

Н - глубина, м.

Средний градиент температуры составляет 3 оС на 100 метров разреза.

Шифр точек: ?- Вост-Мессояхская ?- Зап-Мессояхская

Рисунок 2.8- Термобарическая характеристика по разрезу Восточно и Западно-Мессояхского месторождений

Минерализация пластовых вод

Изменение минерализации пластовых вод с глубиной для Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений приведено на рисунке 2.9. При построении рисунка использованы сведения по минерализации пластовых вод пластов групп ПК, МХ, БУ, Ю. Для Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений минерализация пластовых вод изменяется от 16 г/л в сеноманском водоносном комплексе до 7 или 8 г/л для юрских отложений.

На основе данных о физико-химической характеристике пластовых вод и результатов испытания скважин, расположенных на Мессояхском лицензионном участке, с учетом материалов соседних месторождений и площадей для величины минерализации по ПК1-3 разрезу рекомендуется принять следующие значение :

- покурская свита (сеноман) - 16,0 г/л;

При интерпретации ГИС использовалось удельное электрическое сопротивление воды св=0,46 Ом·м для пластов ПК1-3.

Шифр точек: ?- Восточно-Мессояхская ?- Западно-Мессояхская

Рисунок 2.9- Изменение минерализации пластовых вод по разрезу Восточно и Западно-Мессояхского месторождений



2.2.2 Объемно-компонентная модель коллектора

Рис.2.3 Объемно-компонентная модель коллектора пласта ПК1-3

Параметры промывочной жидкости

Бурение скважин на Восточно-Мессояхском и Западно-Мессояхском месторождении производилось турбинно-роторным способом трехшарошечными долотами с промывкой забоя глинистым раствором. При бурении под кондуктор использовался глинистый раствор, приготовленный из глинопорошка, со следующими параметрами: удельный вес от 1,18 до 1,20 г/см3, вязкость от 45 до 60 сек. Дальнейшее углубление скважины осуществлялось на глинистом растворе с удельным весом до 1,10 г/см3. Вскрытие продуктивных горизонтов сеноманских и нижнемеловых отложений производилось при следующих параметрах бурового раствора: удельный вес от 1,16 до 1,25 г/см3, вязкость от 25 до 45 сек. При вскрытии юрских отложений удельный вес бурового раствора утяжелялся до 1,48 г/см3 (скв.16 Западно-Мессояхская). В процессе бурения для обработки глинистого раствора применялись КМЦ, ГКЖ, гипан, нитроволокно, графит, кальцинированная сода и другие химреагенты.

Удельное электрическое сопротивление ПЖ при пластовой температуре меняется от 1,2 до 5 Ом·м.

2.2.3 Характеристика комплекса ГИС

На Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях подсчетные параметры и запасы считались по продуктивным пластам групп ПК, МХ и БУ. Методика интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения коллекторов, оценки характера насыщения и определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) должна быть обоснована с двух позиций. С одной стороны, разработка методики зависит от полноты, информативности и качества стандартного комплекса геофизических исследований большинства скважин месторождений. С другой стороны, необходимо знать модель коллектора, структуру порового пространства, вещественный состав и строение скелетной и цементирующей частей, диапазон изменения основных свойств коллекторов. Эти данные получают из прямой информации - результатов исследований керна, по которым строят основные петрофизические зависимости и устанавливают граничные (предельные) значения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов.

В данном разделе приводятся сведения о выполнении комплекса геофизических исследований по всему фонду скважин. По состоянию на 01.01.2005г. на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях пробурено 19 разведочных и 5 поисковых скважин.

В комплекс геофизических исследований скважин входят методы:

стандартный каротаж (ПС+КС);

боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3);

индукционный каротаж (ИК);

боковой каротаж (БК);

микрозондирование (МКЗ);

микробоковой каротаж (МБК);

кавернометрия (КВ);

микрокавернометрия (МКВ);

радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);

плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П);

акустический каротаж (АК);

резистивиметрия (Рез);

инклинометрия (Инк);

термометрия (Терм);

цементометрия (АКЦ).

Из дополнительных и специальных методов ГИС проведены: отбор проб (ОПН) (в скв. 26, 31, 11, 14, 35), газовый каротаж (в скв. 1, 2, 4, 41,51), повторные замеры НКТ (в скв. 31, 26, 21, 38, 41, 12, 35, 33).

В скважине 47 комплекс ГИС проведен с глубины 2299 м, в результате чего по пластам, залегающим выше этой отметки, также не проведена количественная интерпретация. В скважине 38 при проведении комплекса ГИС запись БКЗ проведена 21.06.1991г., МКЗ и ИК в этом же интервале записаны через 17 суток, а МБК и РК - почти через месяц, что также не позволяет использовать записи этих методов для количественной интерпретации. Во всех скважинах проведен полный комплекс ГИС, за исключением ряда скважин. Так, в скважине 49 в интервале 1398-1988 м не сделана запись ПС, в интервале 692-930 м отсутствует запись МКЗ. В целом ряде скважин отсутствуют замеры резистивиметрии, что осложнило интерпретацию материалов БКЗ. Продуктивные отложения вскрывались роторно-турбинным способом на пресной глинистой промывочной жидкости (ПЖ) со средними параметрами: удельный вес -1,16-1,25 г/см3, вязкость -25 -30 сек., водоотдача - 6-8 см3/30 мин. Удельное электрическое сопротивление ПЖ при пластовой температуре меняется от 2 до 6 Омм. Пластовые давления близки гидростатическим или незначительно их превышают.

Геофизические исследования проводились на станциях АКС/Л-51, АКС/Л-7, регистраторе «Гектор» при использовании кабеля КГ-3. Качество материалов ГИС оценивалось согласно "Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах", а также временных методических руководств и указаний по проведению и интерпретации новых методов ГИС.

Выполненный комплекс ГИС по скважинам обработанным в дипломном проекте скважинам приведен в таблице 2.7

Таблица 2.7.

Комплекс ГИС выборки интерпретируемых скважин

Методы ГИС	№ скважины
	16	28	29	52	70	73
МКЗ	*	*		*	*	*
БК	*	*	*	*	*	*
МБК	*	*	*	*		*
Кав.	*	*	*	*	*	*
ПС	*	*	*	*	*	*
ОГЗ	*
ПЗ	*	*	*	*	*	*
БКЗ	*	*	*	*	*	*
ГГКП	*	*	*	*	*
ГК	*	*	*	*	*	*
НКТ	*		*	*
НГК		*			*	*
ИК			*			*
ВИКИЗ			*
АК					*

Стандартный каротаж выполнен во всех скважинах от башмака кондуктора до забоя в масштабе глубин 1:500. В качестве стандартных применялись: подошвенный градиент-зонд А2М0,5N, потенциал-зонд N6,0М0,5А или N11,0М0,5А с одновременной записью кривой ПС. Во многих скважинах, наряду с подошвенным, записан кровельный градиент-зонд N0,5М2А. Масштаб записи КС - 2,5 Омм/см, масштаб записи ПС - 12,5 мВ/см, скорость записи 2000-3000 м/час, применяемая аппаратура: АБКТ, КСП-2, Э-1. Качество материалов стандартного каротажа, в основном, хорошее.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводилось во всех скважинах следующими подошвенными градиент-зондами: А0,4М0,1N, А1,0М0,1N, А2М0,5N, А4М0,5N, А8М1N с одновременной записью ПС в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи КС - 2,5 Омм/см, ПС - 12,5 мВ/см. Применяемая аппаратура АБКТ, К-3, Э-1. Скорость регистрации кривых 2000-3000 м/час. Качество кривых БКЗ, в основном, хорошее, за исключением записей отдельных зондов БКЗ. Отбракованы замеры зондов А1М0,1N в скважине 21 Западно-Мессояхского месторождения. Удовлетворительное качество отмечено: зонд А0,4М0,1N - в скважинах 47, 36, 33, 24, зонд А1,0М0,1N - в скважинах 2, 24, зонд А4М0,5N - в скважине 41, 51, зонд А8М1N - в скважинах 41, 24.

Применение БКЗ для оценки УЭС пластов ограничено их малой толщиной.

Индукционный каротаж (ИК) проводился в интервале БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой АИК-М, АИК-5 с зондами 6Ф1,2, 8И1,2, соответственно. Масштаб записи кривых 20 мСим/м/см. Удовлетворительное качество кривых ИК отмечено в скважинах 1, 14, 33. Отсутствуют записи ИК в скважинах 51 (инт.2300-2736 м), 36 (инт.2036-2498 м).

Качество материалов ИК хорошее и удовлетворительное, однако, имеют место дефекты, обусловленные температурным отходом кривой ИК от нулевой линии. Корректировка нулевых линий проводилась по данным БКЗ на этапе обработки материалов ГИС.

Боковой каротаж (БК) проводился во всех скважинах в интервалах проведения БКЗ аппаратурой ТБК-3, АБКТ, Э-1. Масштаб глубин 1:200. Масштаб регистрации логарифмический с модулем 8, 10 и 6,25. Скорость записи 1500-2000 м/час. Качество материалов, в основном, хорошее. Забракована запись БК в скважине 20. Удовлетворительное качество в скважинах 41, 51.

Микрозондирование (МКЗ) проводилось во всех скважинах: микроградиент-А0,025М0,025N и микропотенциал-А0,05М зондами, аппаратурой МДО-3 и Э-2 в масштабе глубин 1:200 в интервале проведения БКЗ. Масштаб записи кривых 2,5 Омм/см. Скорость регистрации 1000-1500 м/час. Качество кривых микрозондирования, в основном, хорошее. В отдельных случаях на кривых микрозондирования отсутствуют положительные приращения в интервалах проницаемых прослоев, что объясняется большой скоростью вскрытия продуктивного горизонта, отсутствием проникновения, а также несоответствием диаметра прижимного устройства прибора МДО диаметру скважины (диаметр скважины равен 0,395 м, а диаметр прибора составляет 0,320 м).

Микробоковой метод (МБК) проведен во всех скважинах в интервале проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой МБК, К-3, Э-2, МБКУ. Масштаб записи кривой МБК - 2,5 Омм/см. Скорость регистрации кривых 800-1500 м/час. МБК, в основном, хорошего качества, удовлетворительное качество каротажа отмечено в скважинах 36, 47, 5, 4. Диаграммы МБК использовались при выделении коллекторов.

Кавернометрия (КВ) проводилась в масштабе глубин 1:500 в интервалах стандартного каротажа и 1:200 - в интервалах БКЗ, аппаратурой СКП-1. Скорость записи 1500-2000м/час. Масштаб записи кривых 2 см/см. Качество материалов, в основном, хорошее. Удовлетворительное качество материалов КВ отмечено в скважине 5 (несоответствие разрезу).

Радиоактивный каротаж представлен различными видами исследований: ГК, ННКТ, ГГКП.

Запись ГК и ННКТ выполнены во всех скважинах за исключением скважин 1, 24, 49 (отмена заказчиком) в интервале БКЗ в масштабе 1:200, выше по разрезу - в масштабе 1:500. аппаратурой ДРСТ-3-90 и СРК. Качество материалов радиоактивного каротажа, в основном, хорошее.

Плотностной гамма-гамма каротаж проводился с целью детального изучения разреза в масштабе глубин 1:200 в скважинах 31, 41, 12, 33, 14. Исследования проводились аппаратурой РКС-1 с источником гамма-излучения Сs-137. Удовлетворительное качество ГГКП в скважине 5.

Акустический каротаж проведен в масштабе глубин 1:200 в интервале БКЗ аппаратурой СПАК-4, СПАК-6. Масштаб записи кривых А1 и А2 - 0,5 В/см, кривой lgА1/А2 - 2,5 дБ/см, Т1 и Т2 - 50 мкс/м, Т - 20 мкс/м/см. Скорость регистрации 800-1000 м/час. Не проведен акустический каротаж в скважинах 35, 47. Брак записи АК - в скважине 1 (интервал 1600-2270 м). При оценке качества АК возникли трудности из-за отсутствия на диаграммном материале записи Т в свободной колонне, стандарт-сигналов и контрольных записей.

Кривые резистивиметрии записывалась в масштабе глубин 1:200 в интервале БКЗ с целью регистрации удельного сопротивления промывочной жидкости. Скорость записи - 2000-2500 м/час. Масштаб записи кривых - 0,5 Омм/см. Качество резистивиметрии, в основном, хорошее и удовлетворительное. В целом ряде скважин отсутствуют замеры резистивиметрии.

Инклинометрия проводилась во всех скважинах с целью определения искривления ствола скважины по точкам через 25 м приборами ИК-2, КИТ.

Термометрия с целью записи температуры проводилась приборами Т-5, ТЭГ-1, ТЭГ-2 в масштабе глубин 1:500. Масштаб записи кривых 0,5 С/см, скорость регистрации 1000-1500 м/час.

Акустическая цементометрия (АКЦ) проводилась в масштабе 1:500 аппаратурой АКЦ-1, АКЦ-4. Масштаб записи кривых Ар и Ак - 12 усл.ед./см, Тр - 50 мкс/см. Скорость регистрации 1000-1500 м/час. Качество материалов хорошее.

В итоге по всему фонду скважин высокий процент выполнения стандартного комплекса геофизических исследований (около 100%). Малый объем приходится на акустический и гамма-гамма-плотностной методы. Основными причинами недовыполнения комплекса являются плохая подготовка скважин к геофизическим работам, низкое качество ремонта приборов, отсутствие необходимого количества аппаратуры и приборов.

Оценка качества материалов ГИС сводилась к определению степени пригодности геофизических данных для комплексной интерпретации - определению коллекторских свойств пород (Кн, Кп, Нэф). Оценить качество материалов ГИС затруднительно потому, что в рассматриваемом разрезе нет надежных опорных пластов.

Выполняемая при комплексной интерпретации оценка качества первичных геофизических материалов позволила сделать следующие выводы:

- качество материалов БКЗ по результатам оценки показаний в однородных мощных пластах, в основном, хорошее;

- материалы ИК в ряде скважин были откорректированы по данным БКЗ или по показаниям в опорных пластах;

- материалы БК и БМК, в основном, удовлетворительного качества;

- материалы акустического каротажа, в основном, удовлетворительного качества. При использовании материалов АК(Т) проводилась необходимая корректировка масштаба записи кривой Т;

- качество материалов ГГКП удовлетворительное.

Для дополнительного контроля качества материалов ГИС проведен их статистический анализ на этапе обработки.

Имеющийся комплекс ГИС вполне достаточен для решения качественных задач - литологического расчленения, выделения коллекторов и частично оценки характера их насыщения. Для количественного определения параметров в комплексе ГИС фактически отсутствует метод пористости, и это создает значительные трудности при интерпретации геофизических материалов, которая затруднена также низким качеством значительной доли первичных материалов методов пористости. Необходимость корректировки исходных диаграмм АК, ГГК не способствует повышению достоверности количественного определения геологических параметров коллекторов.



3. Специальная часть

В соответствии с задачами и целью данного дипломного проекта нами последовательно рассмотрено методическое обеспечение интерпретации ГИС при решении следующих задач:

Ш литологического расчленения разреза;

Ш выделения коллекторов и определения эффективных толщин;

Ш определения характера насыщения коллекторов;

Ш определения коэффициента пористости;

Ш определения коэффициента нефтегазонасыщенности.

Был принят следующий порядок выполнения работы:

Ш по каждой из задач было представлено краткое описание методических основ её решения, включая использованное при подсчете запасов;

Ш обоснование принятой нами методики обработки и интерпретации ГИС по указанному в разделе 3 перечню из скважин;

Ш анализ полученных результатов, сравнение с результатами подсчета запасов.

В процессе обработки и интерпретации ГИС были выполнена оценка качества материалов ГИС.

Обработка и интерпретация материалов ГИС были выполнены мною с помощью программы комплекса «ГеоПоиск».

Обработка в программном комплексе «ГеоПоиск» включает загрузку материалов ГИС и петрофизики, контроль качества данных и формирование рабочих планшетов.

Программным комплексом «ГеоПоиск» был выполнен следующий комплекс работ: расчленение разреза, выделение коллекторов, определение сп ,определения характера насыщения.



3.1 Литологическое расчленение разреза

3.1.1 Краткие методические основы

Установившиеся подходы к литологическому расчленению предполагают выделение следующих групп пород: песчано-алевритовых (коллекторов), собственно глин и аргиллитов (включая их алевритистые и алевритовые разности), плотных «карбонатных» пород, битуминозных аргиллитов и углей. Большая часть из перечисленных групп пород характеризуется широким спектром текстурно-структурных особенностей: от однородной до слоисто-линзовидной текстуры и переслаиваний. Идентификация их по данным ГИС в настоящее время не представляется возможной.

При наличии типового комплекса ГИС, существуют следующие возможности литологического расчленения рассматриваемых отложений и предлагается следующий его порядок.

Собственно глины и аргиллиты, называемые также «чистыми» глинами и аргиллитами - это породы с содержанием собственно глинистой фракции (< 0,01мм) не менее 40-45%.

Для выделения чистых глин и аргиллитов в разрезах поисково-разведочных и не обводненных эксплуатационных скважин может быть предложен следующий алгоритм:

пс < пс* , где пс*= 0,1,

мпз ? мгз и мпз < 4*р, при р? 1 Ом*м

бк < бк*.

В качестве дополнительных условий или при отсутствии одного из приведенных выше методов (например, при отсутствии микрозондов в эксплуатационных наклонных скважинах) можно включить следующие условия:

1виз = 2 виз = i виз = п виз или мпз ? бмк

Jнк< Jнк* 0,15-0,2, а также Jгк> Jгк*

Здесь пс*- граничное значение относительной амплитуды ПС для «чистых» глин и аргиллитов; мпз и мгз - показания микропотенциал и микроградиент зондов; р - УЭС промывочной жидкости в скважине; бк* - граничное (наибольшее) значение показаний зонда БК против глин; 1виз, i виз и п виз -показания зондов разной длины в методе ВИКИЗ от первого до n-ного; Jнк* граничное значение двойного разностного параметра НК для глин и аргиллитов; - допуски в различии показаний методов (предлагаются на уровне 10% от значения параметра).

При толщине пласта менее h < 1,6м и значениях пс вмещающих пластов более пс > 0,5, условием пс < пс* , где пс*= 0,1 можно пренебречь, либо необходимо ввести поправку в амплитуду ПС.

При толщине пласта менее h < 0,4-0,6м методы ПС, а также ВИКИЗ и НКТ становятся не информативным, соответственно условия

пс < пс* , где пс*= 0,1-0,15,

1виз = 2 виз = i виз = п виз или мпз ? бмк

Jнк< Jнк* 0,15-0,2, а также Jгк> Juк*

должны исключаться из рассмотрения. Критерий мпз ? мгз и мпз < 4*р обеспечивает выделение не только глин, но других разновидностей глинистых пород, причисляемых к не коллекторам: глин и аргиллитов алевритистых и алевритовых. Для разделение глин и аргиллитов привлекают дополнительные условия.

Глины выделяют по дополнительному условию:

dс > dн +,

где значение предлагается в пределах 1- 2см.

Аргиллиты выделяют по дополнительному условию:

(dн - 0,5)<dс< dн +1,0, см.

Здесь dс и dн - фактический и номинальный диаметры скважины.

Плотные карбонатизированные песчано-алевритовые породы - это породы с базальным карбонатным цементом, содержание которого составляет более 18-20%. Обычно максимальное содержание аутигенного карбонатного материала не превышает 30-40%. Предполагается, что высокое содержание карбонатного материала обусловлено частичным аллотигенным его происхождением. Для выделения рассматриваемых плотных пород предлагается следующий алгоритм:

бк > бк,пл, (мбк > мбк,пл) и

Jнк > Jнк,пл .

Здесь бк,пл и мбк,пл - граничные значения кажущегося УЭС для плотных пород по БК и МБК, Jнк,пл - соответствующее граничное значение показаний НК (двойного разностного параметра НК) для плотных пород, составляющее около 0,32 - 0,45. При отсутствии одного из этих замеров или в качестве дополнительных, предлагаются следующие условия:

dс = dн 0,5 см и

мпз > (5-7)* р.

Угли выделяют по следующим условиям:

Jнк <Jнк,гл и

Jгк <Jгк,пл,

где Jнк,гл и Jгк,пл - соответственно минимальные значения двойных разностных параметров Jнк и Jгк в глинах и плотных породах (либо соответствующие показания методов НК и ГК).

Битуминозные аргиллиты выделяют по условиям:

Jгк Jгк,гл, при

Jнк <Jнк,гл или к к,гл,

где Jнк,гл - минимальные значения Jнк в глинах и Jгк,гл - максимальные значения Jгк в нормальных глинах, к и к,гл, - кажущиеся значения сопротивлений (КС) по данным БК (ИК), и соответствующие максимальные значения их для «нормальных» глин по данным этих же методов.

После выделения перечисленных типов пород, остальная часть разреза представляет собой разнообразие песчано-алевритовых пород, включающее породы-коллекторы.

Решение задачи литологического расчленения в рассматриваемом объекта (пласта ПК1-3) огранивается выделением: песчаников, алевролитов, глин, и плотных пород.

3.1.2 Литологическое расчленение объекта

Продуктивный разрез пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение месторождения относится к терригенному типу и включает следующие литологические разности - песчаники и алевролиты глинистые и слабоглинистые, с переслаиванием прослоев коллекторов и неколлекторов, глины, плотные прослои, представленные песчаниками и алевролитами с высоким содержанием карбонатного цемента. Коллекторами в изучаемом разрезе являются песчано-алевритовые породы.

Глины выделяются по положительным значениям ПС, высоким значениями естественной радиоактивности (ГК) 7-10 мкр/ч, минимальными значениями по нейтронным методам 1,5-2,5 у.е., увеличение фактического диаметра скважины (каверна).

Плотные породы выделяются по высоким значениям удельного электрического сопротивления сбк от 100 до 150 Ом*м, высокими показаниями на микрозондах, высоким значениям НК (низкое водородосодержание), низким значениям естественной радиоактивности (ГК),низким значениям Дt и соответственно высокой плотности (ГГК-П), диаметр скважины равен номинальному диаметру.

Песчаники выделяются по отрицательным значениям ПС (бпс ?0,75), по наличию градиента сопротивления в радиальном направлении, минимальным значениям естественной радиоактивности (ГК), по сужению диаметра скважины (наличие глинистой корки), наличие положительного приращения на микрозондах. Алевролиты в разрезе выделяются по аналогичным признакам, что и песчаники, но бпс в пределах 0.3 - 0.75.

Мощность единичных выделенных литологических разностях (прослоях) составляют не менее 0,4 - 0,6 м.. Результаты литологического расчленения по рассматриваемым скваженнам приведны в таблице 3 (Приложение 4)

3.2 Выделение коллекторов

3.2.1 Краткие методические основы

Порода-коллектор отличается от породы-не коллектора способностью фильтровать через себя поровые флюиды под действием перепадов давлений, создаваемых в подземных гидродинамических системах.

Следовательно, предпосылкой выделения коллектора геофизическими методами является его отличие от вмещающих пород--не коллекторов по проницаемости. Традиционно различают прямые качественные признаки и косвенные количественные критерии выделения коллекторов.

Прямые качественные признаки коллекторов основанные на проявлениях эффектов, обусловленных фильтрацией водной фазы бурового раствора в пласт. Поэтому они являются наиболее надежным способом выделения коллекторов в разрезах скважин. Доказательством подвижности пластовых флюидов является наличие проникновения в пласты фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) и формирования (или расформирования) зоны проникновения.

В обсаженных скважинах прямые качественные признаки проявляются при повторных измерениях различными видами нейтронного каротажа (НК), свидетельствующих о расформировании во времени зоны проникновения. При выделении сложно - построенных коллекторов информативными являются данные геолого-технических исследований (ГТИ). Это данные механического метода, расходометрии, газового метода, результаты анализа шлама и керна.

Дополнительно можно выделить группу косвенных качественных признаков, таких как: аномалии на кривой ПС, которые имеют отрицательный знак, если и гидростатическое давление в стволе скважины превышает пластовое, и положительный знак при их обратном отношении; низкие показания кривой гамма-метода (ГМ).

Основные признаки коллекторов, вскрываемых при бурении на пресном глинистом растворе с репрессией на пласт следующие:

- наличие глинистой корки; устанавливается по кавернограмме или профилеграмме в интервале уменьшения фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным либо непосредственно на коркограмме, фиксирующей толщину глинистой корки. Толщина корки характеризует параметр водоотдачи глинистого раствора: чем больше водоотдача, тем толще корка. При оптимальной водоотдаче (не более 6-8 смі/30 мин) величина не должна превышать 1 - 2 см.

- превышение показаний потенциал-микрозонда над показаниями градиент-микрозонда («положительные приращения») при невысоких значениях и является надежным признаком коллектора при наличии глинистой корки оптимальной толщины. При очень толстой корке, означающей низкое качество раствора (высокая водоотдача), показания микрозондов в коллекторе сохраняются значительно меньшими, чем в плотных породах, и более высокими, чем в глинах, но различие в значениях и незначительно или отсутствует поскольку с помощью обоих зондов исследуют корку. При бурении на минерализованном растворе (< 0,2 Ом м) показания и также отличаются несущественно или одинаковы ввиду близости значений и .

На диаграммах микробокового и бокового зондов, или двух разноглубинных боковых зондов, зарегистрированных в одинаковом логарифмическом масштабе сопротивлений, наложенных одна на другую (совмещенных), коллекторы отмечаются расхождением показаний зондов при практическом совпадении их во вмещающих породах-неколлекторах. Знак этого расхождения зависит от типа проникновения: при понижающем < ; при повышающем > .

- радиальный градиент сопротивления является характерным для коллектора, поскольку в радиальном направлении удельное сопротивление коллектора изменяется - отличються удельные сопротивления глинистой корки, промытой зоны, зоны проникновения и неизменной части. В неколлекторах, где зоны проникновения нет, этот признак отсутствует. Радиальный градиент сопротивления устанавливают, сравнивая показания разноглубинных электрических зондов или удельное сопротивление различных зон коллектора, установленное при количественной интерпретации данных метода сопротивлений.

По диаграммам разноглубинных и разнотипных зондов (экранированных и индукционных) или по диаграммам БКЗ критерием выделения коллектора является наличие радиального градиента сопротивлений (>> или <<), установленного в результате количественной интерпретации этих диаграмм по палеткам или по программам автоматической обработки результатов ГИС.

Присутствие глинистого материала влияет на удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свойства порд. Основные признаки выделения глинистых коллекторов по данным ГИС часто отличаются от признаков для чистых неглинистых песчаных пород.

Наибольшее значение для разделения в терригенном разрезе глинистых и неглинистых коллекторов имеют кривые ПС и гамма-метода.

Коллекторы можно выделить по материалам повторных замеров ГИС в открытом стволе, реже - в обсаженном. Повторные замеры ГИС относятся к классу специальных исследований, выполняемых по определенной программе в оценочных или базовых скважинах. В открытом стволе обычно проводят повторные замеры трехэлектродными, эранированными и индукционными зондами. Для выделения коллекторов используют диаграммы одного и того же зонда, зарегистрированные через различное время вскрытия изучаемого интервала разреза при бурении.

Изменение в пласте показаний во времени на диаграммах (БКЗ, или ИК) повторных замеров, выполненных в необсаженной скважине при постоянстве во времени показаний этого зонда во вмещающих в пласт породах, является признаком коллектора, свидетельствующим о формировании во времени зоны проникновения. При анализе материалов учитывают изменения удельного сопротивления и других параметров ПЖ, которые произошли за период цикла повторных замеров. Повторную регистрацию диаграмм сопротивлений зондов электрометрии дополняют повторными замерами ПС.