Анализ разработки северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения

Залежь на севере от зоны глинизации вскрыта девятнадцатью скважинами на абсолютных отметках -1396.4-1410.5 м.

По результатам испытания с учетом данных ГИС ВНК северной залежи принят на а.о. -1410.0 м.

Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 4.2Ч2.1 км, высота залежи 23.0 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.5 м (скв.1365) до 5.4 м (скв.543Р). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

Залежь на юге от зоны глинизации вскрыта в семи скважинах. Чистонефтянная зона выделяется по скв.№9322, где по ГИС нефть до подошвы на а.о. -1422.3 м.

Учитывая результаты пуска в эксплуатацию и данные ГИС, ВНК залежи принят на а.о. -1420.0 м.

Размеры залежи по внешнему контуру 2.2Ч1.7 км. Высота залежи 18.5 м. Нефтенасыщенные толщины от 0.9 м (скв. №12338) до 10.1 м (скв. №9323). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

В плане пласт ВК₂ разделен непроницаемой областью, характеризующейся скважиной 21Р, на две залежи, имеющие разные уровни ВНК. По картам видно, что южная залежь пласта включает в себя зону ЧНЗ, а также имеет более хорошие коллекторские свойства, чем северная.



Рис. 1.4. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта ВК₁: 1 - внешний контур нефтеносности, 2 - внутренний контур нефтеносности



Рис. 1.5. Схема нефтенасыщенности пласта ВК₁: 1 - внешний контур нефтеносности, 2 - внутренний контур нефтеносности

1.6.1 Пласты ЮК₀-ЮК₀¹, ЮК₁

В пределах Пальяновской площади отложения тутлеймской и абалакской свит вскрыты 22 разведочными и 11 эксплуатационными скважинами на а.о. -2279.4-2447.3 м и -2228.8-2385.9 м, соответственно. Общие толщины их изменяются от 20 до 28 м (тутлеймская свита) и от 14 до 32 м (абалакская свита) соответственно.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов ЮК₀-ЮК₀¹, ЮК₁ определяются степенью их трещиноватости и кавернозности. На данной стадии изученности можно лишь отметить, что участки с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами приурочены к сводовым частям поднятий расположенных в тектонически-напряженных зонах.

Несмотря на полученные многочисленные притоки нефти из отложений тутлеймской свиты и ее аналогов, освоение этого уникального объекта находится на начальной стадии. До сих пор не изучены закономерности распространения залежей, их строение. Кроме этого отсутствуют надежные методы опробования пласта, интенсификации притока, что в ряде случаев может привести к отрицательному результату при испытании нефтенасыщенных участков свиты.

Нефтенасыщенные толщины в отложениях тутлеймской свиты не представляется возможным отнести к какому-либо типу залежей, что связано с достаточно низким уровнем их изученности, не смотря на их региональное распространение. В связи с этим термин залежь в данном случае был взят достаточно условно - под ним понимается непрерывное площадное распространение нефтенасыщенных толщин.

Коллектора тутлеймской свиты являются сложно построенными, эффективная пористость их представлена преимущественно вторичными пустотами. Эффективная толщина прослоев коллекторов не превышает, как правило, 1.4-3.6 м и в сумме составляет обычно не более 4.0-5.0 м.

Промышленная нефтегазоносность тутлеймской свиты (пласт ЮК₀-ЮК₀¹) установлена по результатам испытания 11 разведочных и 6 эксплуатационных скважин. По результатам испытания пяти из них были выделены четыре участка категории С₁.

Участок в районе скважин №432Р был выделен в пределах километровой зоны на основании совместного испытания (№432Р совместно с ЮК₁ - неколлектор). В ходе испытания был получен существенный приток нефти: скв.№432Р - 63.6 м³/сут (в интервале а.о. -2545.0-2517.0 м).

Участок в районе скважины №29Р был выделен в пределах километровой зоны в результате совместного испытания пласта ЮК₀-ЮК₀¹ и пласта ЮК₁ (неколлектор) в открытом забое (в интервале а.о. -2389.0-2434.0 м) дебит 5.4 м³/сут.

Участок в районе скважины №32Р выделен в пределах километровой зоны на основании ввода в эксплуатацию с пластом ЮК_2-3 в обсаженном стволе). При вводе в эксплуатацию был получен приток безводной нефти 3.8 м³/сут (в интервале а.о. -2308.7-2318.5 м).

Запасы категории С₂ выделены в западной части участка и охватывает те скважины в которых по интерпретации геофизических материалов выделены нефтенасыщенные коллектора.

Аналогичное строение, по-видимому, имеют нефтенасыщенные коллекторы абалакского горизонта (пласт ЮК₁).

В пределах лицензионного участка пласт ЮК₁ опробован в 19 разведочных и 8 эксплуатационных скважинах. Отдельное опробование по пласту ЮК₁ проводилось в скважинах №№414Р, 1022Р, 9273, 9323. В скважинах №1022Р и №9323 притока не получено. В скважине №414Р в перфорированном интервале а.о. -2320.4-2355.9 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 4.1 т/сут. По комплексу ГИС коллекторы в пласте Ю₀-ЮК₀¹ не выделяются. В скважине №9273 получен незначительный приток нефти дебитом 0.7 м³/сут. В скважинах №№441Р, 455Р, 457Р, 1001Р и 1336, 12338 опробование проведено совместно только с тутлеймской свитой. В скважинах №№441Р, 455Р и 457Р притоков не получено, а в скважине №1001Р при испытании интервала на а.о. -2231.2-2251.2 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 52.8 м³/сут. на 10 мм штуцере. В скважинах №1336 и № 12338 в интервале а.о. -2272.9-2305.7 м и а.о. -2228.8-2247 м соответственно, получен приток нефти дебитом 2 т/сут. и 2.5 т/cут. В скважинах №№22Р, 23Р, 31Р, 32Р, 35Р, 44Р, 96Р, 432Р, 465Р и 1009Р и в четырех эксплуатационных скважинах (№9322, 12364, 12366, 12394) пласт ЮК₁ испытан в открытом стволе совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свит, базального пласта и образованиями палеозоя. В скважинах №№23Р, 32Р, 44Р, 96Р и 432Р в разрезе ЮК₁ по комплексу ГИС коллекторы не выделяются. Полученные притоки нефти связаны, очевидно, с коллекторами тюменской свиты и базального пласта. В скважинах №465Р и №1009Р притоков не получено. В скважине №12364 опробование проводилось открытым забоем совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свит, в результате которого получен фонтанирующий приток нефти дебитом 280.3 т/сут. При отдельном опробовании пласта ЮК₁ на а.о. -2248.1-2266.1 получен приток нефти с незначительным содержанием воды (н-11.1 т/сут, в-1.2 т/сут). В скважине №12394 опробование проводилось открытым забоем совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свитами и базального пласта, в результате которого получен фонтанирующий приток нефти дебитом 234 т/сут. При отдельном опробовании пласта ЮК₁ на а.о. -2291.7-2300.5 получен фонтанирующий приток нефти с незначительным содержанием воды (н-12.4 т/сут, в-0.3 т/сут). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 (скв. 9273) до 6.4 м (скв. 1336). По результатам испытания и пуска в эксплуатацию восьми скважин были выделены пять участков категории С₁.

Участок в районе скважины №44Р был выделен в пределах километровой зоны в результате испытания пласта ЮК₀-ЮК₀¹ с пластами ЮК₄-ЮК₆ в открытом стволе, при испытании в интервале пласта по геофизике интепретируемом как неколлектор был получен фонтан нефти дебитом 160,0 м³/сут.

Участок в районе скважин №414Р был выделен в пределах километровой зоны на основании испытании скв. №9273, где при испытании в обсаженном стволе получен приток дебитом 0,7 м³/сут безводной нефти. При воде в эксплуатацию из скважины с пластом ЮК_2-3 получен приток нефти - 2,4 т/сут. Так же при вводе в эксплуатацию скв.№1336 с пластом ЮК₀-ЮК₀¹ получен приток безводной нефти 2.0 т/сут (в интервале а.о. -2277.0-2305.0 м).

При испытании открытым забоем до палеозоя скв. №414Р получен приток ФБР, при вводе в эксплуатацию скв. в обсаженном стволе совместно с пластом ЮК₀-ЮК₀¹ в интервале а.о. пласта -2347,4-2355,4 получен 4,1 м³/сут безводной нефти.

Участок в районе скв. №12338 выделен на основании пуска в эксплуатацию совместно с пластом ЮК₀-ЮК₀¹ где получен приток безводной нефти дебитом 2,5 т/сут из интервала а.о. -2228,2-2247,0.

Участок в районе скв.№31Р выделен на основании испытания открытым забоем до палеозоя, где получен приток безводной нефти 1,54 м³/ сут.

Запасы категории С₂ выделены в западной части участка и охватывает те скважины в которых по интерпретации геофизических материалов выделены нефтенасыщенные коллектора.

1.6.2 Пласт ЮК_2-3

На описываемой площади выделена крупная литологически и стратиграфически экранированная залежь. В пределах лицензионного участка пласт ЮК_2-3 выклинивается на поверхность фундамента, также имеет место замещение коллекторов пласта на глины, на западе переходящее в литологический экран, в центре участка - локализованное в районе скважины № 9250-2. Границы выклинивания пласта проведены по данным сейсмики, замещение коллекторов проводилось в большинстве случаев на середине расстояния между скважинами. ВНК в пределах залежи не выделялся, по причине отсутствия водоносных пропластков во вскрытых скважинах на территории лицензионного участка. Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 22.9Ч7.2 км, высота около 170 м. Тип залежи стратиграфически и литологически экранированная.

Пласт ЮК_2-3 в пределах лицензионного участка является единой залежью, на севере лицензионного участка характеризующейся высокими для тюменской свиты эффективными толщинами - до 9.4 м (скважина 441Р). В южной части залежь прерывается зонами замещения и многочисленными областями выхода фундамента. Коллекторские свойства и нефтенасыщенность пласта распространены в плане без соблюдения какой-либо закономерности.

1.6.3 Пласт ЮК₄

В пределах исследуемой площади пласт вскрыт на а.о. -2350-2505 м. Общие толщины пласта изменяются от 9 м до 20 м. Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Коллекторы крайне не выдержаны как в разрезе, так по простиранию, подвержены выклиниванию, литологическому замещению непроницаемыми разностями пород. Зоны замещения коллекторов занимают большую часть территории исследуемой площади (№№42Р, 465Р, 31Р, 9250-2, 414Р, 26Р, 9273, 1009Р, 30Р, 96Р, 458Р, 23Р). Границы замещения коллекторов пласта ЮК₄ в большинстве случаев проводились на середине расстояния между скважинами, в которых выделены коллекторы и скважинами, в которых они отсутствуют. В скважинах №9426, 9322, 9323, 12366, 12394, 463Р и 22Р произошло выклинивание пласта. На северо-западной части Пальяновской площади в пределах продуктивного пласта ЮК₄ по материалам ГИС и результатам опробования и эксплуатации скважин выделяется пять залежей. Строение залежей мозаичное.

Залежь в районе скважины №32Р вскрыта шестью скважинами №№32Р, 44Р, 455Р, 457Р, 441Р и 432Р. В северной части залежь выклинивается на фундамент, с северо-запада и востока замещается непроницаемыми глинистыми породами, а на севере и западе ограничивается границей лицензионного участка. По данным ГИС коллекторы пласта во всех скважинах характеризуются как нефтенасыщенные. Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 8.8Ч7.8 км, высота залежи около 87 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3.6 м (скв. 432Р) до 8.2 м (скв.441Р). Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированной.

Залежь в районе скважины №29Р находится в западной части Пальяновской площади и вскрыта одной скважиной №29Р. С севера и востока залежь выклинивается на фундамент, с запада ограничен лицензионным участком, а на юге замещается глинистыми породами. По материалам ГИС скважина нефтенасыщена до подошвы. Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 3.4Ч3.8 км, высота залежи около 20 м. Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированной.

Залежь вскрыта одной скважиной - № 37Р. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы. Размер залежи 4.8Ч3.8 км, амплитуда залежи 26 м. Залежь литологически замкнутая.

Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 2.0Ч1 км, высота залежи около 40 м. Залежь стратиграфически и литологически экранирована.

Залежь в районе скважины № 35Р вскрыта одной скважиной №35Р. Залежь с севера, запада и востока замещается глинистыми породами, а на юге ограничена границей лицензионного участка. Скважина №451Р вскрыла пласт за пределами лицензионного участка. По данным ГИС коллекторы пласта ЮК₄ характеризуются как нефтенасыщенные. Размер залежи 0.75Ч1.3 км, высота залежи около 15 м. Залежь относится к типу литологически экранированных.

1.6.4 Пласт ЮК₆

Пласт вскрыт на а.о. -2370-2550 м. Общие толщины пласта изменяются от 7 м до 22 м. Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Пласт практически на всей исследуемой территории осложнен выступами фундамента, выклиниванием (№№432Р, 32Р, 9426, 9250-2, 414Р, 26Р, 9273, 1009Р, 9322, 9323, 12366,12394, 463Р, 22Р, 35Р) и замещением пласта непроницаемыми глинистыми породами (№№42Р, 457Р, 37Р, 465Р, 31Р, 29Р, 30Р, 458Р, 23Р). Коллекторы выявлены только в северо-западной части лицензионного участка с небольшими эффективными толщинами от 1 м (скв. 455Р) до 1.4 м (скв. 44Р).

Залежь в районе скважины № 455Р вскрыта тремя скважинами (№№44Р, 455Р, 441Р). По интерпретации ГИС пласт в данных скважинах нефтенасыщен до подошвы. Скважина №34Р вскрыла пласт за пределами лицензионного участка. Размер залежи 4.2Ч8.4 км, амплитуда залежи 62 м. Залежь относится к типу литологически экранированных.

1.6.5 Базальный пласт

Отложения базального пласта в пределах северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения имеют широкое плащеобразное распространение и отсутствуют только в сводовых частях поднятий, где породы фундамента перекрываются отложениями абалакской и тутлеймской свит. Коллекторы базального слоя в пределах исследуемой территории локализуются в пределах присводовых частей поднятий, в сводах которых отсутствуют отложения тюменской свиты (коллекторы вогулкинского типа), и в глубоких прогибах (коллекторы шеркалинского типа).

На исследуемой площади коллекторы базального пласта вскрыты 16 скважинами, три (№№463Р, 22Р, 451Р) из которых находятся за границей лицензионного участка, на а.о.-2333-2633 м. С коллекторами базального пласта связано четыре выявленных залежи нефти.

Залежь в районе скважины № 32Р находится районе Сиговского поднятия и вскрыта тремя скважинами №42Р, №432Р и №32Р и связана с коллекторами базального горизонта, рукавообразно распространяющимися от сводовой части Сиговского поднятия в северо-восточном направлении. Залежь с севера ограничена границей лицензионного участка и выходом фундамента, с запада пласт замещается на глинистые породы, а в районе скважины № 432Р выклинивается на фундамент, с востока залежь замещается и на юге выклинивается на фундамент.

В скважине №432Р при совместном испытании открытым забоем коллекторов базального пласта с другими среднеюрскими пластами получен приток нефти дебитом 63.6 м³/сут. В скважинах №42Р и № 32Р получены слабые притоки нефти дебитом 0.13 м³/сут. при СДУ=1307 м и дебитом 0.157 м³/сут при СДУ=1296 м соответственно при совместном опробовании открытым забоем с другими пластами. Нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0.6 (скв. №32Р) до 3 м (скв. №432Р).

Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 10.3Ч2.9 км, высота залежи около 139 м. Залежь относится к типу рукавообразных стратиграфически и литологически экранированных.

В районе скважины № 29Р находится замкнутая стратиграфически экранированная залежь. Залежь вскрыта двумя скважинами №29Р и №26Р. Обе скважины были опробованы совместно с другими пластами и в открытом стволе получили незначительные притоки нефти дебитами 1.6 м³/сут. и 0.3 м³/сут соответственно.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 3.2 м (скв.№26Р) до 4.2 м (скв.№22Р). Размер залежи 7Ч3.5 км, амплитуда залежи 93 м. Залежь относится к типу стратиграфически замкнутых и литологически экранированных.

Залежь в районе скважины № 31Р представляет собой одно из ответвлений залежи Кальмановского прогиба. В пределах лицензионного участка коллекторы базального пласта распространены относительно узкой (2.0-3.5 км) извилистой полосой близкого к меридиональному простиранию. Залежь вскрыта двумя скважинами №31Р и №96Р. Совместное опробование в открытом стволе с отложениями тюменской свиты проведено во всех скважинах. В скважине №31Р получен фонтанирующий приток нефти дебитом 1.54 м³/сут. на 2 мм штуцере, а в скважине №96Р получен приток воды.

Приток воды в скважину возможно поступал из более глубоких пород коры выветривания или палеозоя. По данным ГИС коллекторы базального пласта характеризуются, как нефтенасыщенные до подошвы.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 м (скв. №31Р) до 6.8 м (скв. №96Р).

Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 15.5Ч2.8 км, высота ? 183 м.

Залежь относится к типу рукавообразных стратиграфически и литологически экранированных.

В присводовой части собственно Пальяновского поднятия (р-он скв. №22Р и №23Р) коллекторы базального пласта распространены вблизи выступов фундамента выявленных в скважинах №1001Р, № 12364 и №12338.

В пределах лицензионного участка залежь вскрыта двумя разведочными (№458Р и №23Р) и тремя эксплуатационными скважинами №№ 9322, 12366, 12394. Скважины №№22Р, 463Р и 451Р находятся за лицензионным участком. Испытание проведено в открытом стволе совместно с продуктивными пластами тюменской свиты и образованиями палеозоя, а в эксплуатационных скважинах также и с пластами Ю₀-ЮК₀¹, ЮК_1. При испытании в скважине №12394 получен фонтанный приток нефти дебитам 234 м³/сут на 8 мм штуцере. В скважине №9322 получен приток дебитом 1.1 м³/сут. В скважине №23Р совместно с другими пластами открытым забоем был получен приток нефти 144 м³/сут. При испытании скважины №458Р получен приток нефти 19.6 м³/сут. на 6мм штуцере. Залежь находится в чисто нефтяной зоне. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 до 5.0 м. Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 3.8Ч4 км, высота ?77 м. Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированных.

Статистическое описание толщин и неоднородности продуктивных пластов приведено в таблице 1.3.

В районе исследований разведанные запасы минерального сырья, пригодного для строительных целей, составляют: глины - 5 млн. м³, а песчано-гравийной смеси (ПГС) и строительных песков - 28 млн. м³. Многие из месторождений строительных материалов расположены в непосредственной близости от г. Нягань. Наиболее крупными из них являются: месторождения кирпичного сырья - Октябрьское, расположенное в 0.5 км к северо-востоку от пос. Октябрьское, Нягынское - в 0.2 км южнее станции Нягань, Северо-Нягыньское - в 3.5 км от г. Нягань; месторождения песчано-гравийной смеси и песков - Шеркальское, расположенное в 15 км от пос. Шеркалы, Больше-Атлымское, Нягыньюганское в 32 км от г. Нягань [13].

Таблица 1.3. Статистическое описание коллекторов продуктивных пластов Пальяновской площади

Параметр	Показатели	ВК1	ВК2	ЮК0-01	ЮК1	ЮК2-3	ЮК4	ЮК6	БГ
		ЧНЗ	ВНЗ	В целом	ЧНЗ	ВНЗ	В целом	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ
Общая толщина, м	Среднее	17,6	18,2	17,8	18,1	14,8	14,9	25,7	25.3	22.3	17.3	17.1	14.4
	Коэфф. вариации, д.ед.	0,133	0,1	0,125	-	0,161	0,163	0,463	0,279	0,350	0,180	0,516	0,763
	Интервал изменения	Мин	11,6	14,7	11,6	18,1	12,0	12,0	20,9	14	6.6	9.8	7.8	3
		Макс	24,4	22,3	24,4	18,1	21,0	21,0	28,5	32.3	31.8	26.5	22.4	28.2
Эффективная толщина, м	Среднее	6,0	7,4	6,4	9,5	4,9	5,1	5,8	1.6	4.8	3.8	1.3	1.5
	Коэфф. вариации, д.ед.	0,214	0,372	0,300	-	0,544	0,544	0,443	0,538	0,609	0,379	0,172	0,537
	Интервал изменения	Мин	3,4	3,8	3,4	9,5	1,2	1,2	0,6	0.96	0.99	3.6	1	0.6
		Макс	8,2	13,5	13,5	9,5	12,5	12,5	9,8	6.4	9.5	9.8	1.4	6.8
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее	6,0	4,5	5,6	9,5	2,8	3,1	5,8	1.6	4.8	3.8	1.3	1.5
	Коэфф. вариации, д.ед.	0,214	0,587	0,335	-	0,957	0,956	0,443	0,538	0,609	0,379	0,172	0,537
	Интервал изменения	Мин	3,4	1,7	1,7	9,5	0,6	0,6	0,6	0.96	0.99	3.6	1	0.6
		Макс	8,2	11,7	11,7	9,5	12,5	12,5	9,8	6.4	9.5	9.8	1.4	6.8
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее	-	3,4	3,4	-	2,7	2,7	-	-	-	-	-	-
	Коэфф. вариации, д.ед.	-	0,788	0,788	-	0,611	0,611	-	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	Мин	-	0,4	0,4	-	0,6	0,6	-	-	-	-	-	-
		Макс	-	13,5	13,5	-	6,9	6,9	-	-	-	-	-	-
Коэффициент песчанистости, д.ед.	Среднее	0,34	0,40	0,34	0,52	0,33	0,34	0,2	0.2	0.2	0.3	0.07	0.3
	Коэфф. вариации, д.ед.	0,221	0,337	0,278	-	0,508	0,500	0,523	0,659	0,584	0,368	0,323	0,752
	Интервал изменения	Мин	0,18	0,22	0,18	0,52	0,08	0,08	0,02	0.02	0.05	0.2	0.05	0.04
		Макс	0,55	0,65	0,65	0,52	0,76	0,76	0,4	0.4	0.35	0.5	0.09	0.8
Коэффициент расчлененности, ед.	Среднее	4,9	4,3	4,7	7	4,7	4,8	3,2	1.7	4	3.64	1.25	2.86
	Коэфф. вариации, д.ед.	0,320	0,402	0,346	-	0,437	0,431	0,529	0,647	0,633	0,427	0,346	0,474
	Интервал изменения	Мин	2	1	1	7	1	1	1	1	1	1	1	1
		Макс	10	8	10	7	9	9	6	4	8	7	2	5

2. Характеристика и изученность основных свойств продуктивных пластов Пальяновской площади Красноленинского месторождения

2.1 Характеристика литолого-коллекторских свойств пород по каждому пласту

2.1.1 Пласт ВК₁

Продуктивный пласт ВК₁ сложен песчаниками, алевролитами, алевритистыми аргиллитами, неравномерно чередующимися между собой. Песчаники серые, буровато-серые, алевритистые - содержание алевролитовой фракции достигает 25-35%, мелко - реже разнозернистые, псаммо-алевритовой структуры, слоистые.

Коллекторские свойства пласта BK₁ Пальяновской площади изучены в разрезе 9 скважин. Суммарная эффективная толщина изученных проницаемых прослоев пласта составляет 34.0 м. На один метр эффективной толщины приходится 2.9 определений открытой пористости (99 опр.), 1.6 определений проницаемости (55 опр.) и 1.5 определений водоудерживающей способности (53 опр.). В продуктивной части пласта BK₁ в пределах Пальяновской площади пористость изменяется от 19.6 до 29.9%, при среднем значении - 24.6%; проницаемость изменяется 0.4 до 888.7Ч10^-3 мкм², при среднем значении 29.7Ч10 ^-3 мкм²; остаточная водонасыщенность изменяется от 19.2 до 70.2%, при среднем значении равном 41.3%. Гистограммы по пористости и проницаемости пластов ВК₁, ВК₂ представлены на рисунках 2.1 и- 2.2.



2.1.2 Пласт ВК₂

Продуктивный пласт ВК₂ отделяется от пласта BK₁ тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов. По минеральному составу продуктивные отложения пластов ВК₁ и ВК₂ практически не отличаются. Для изучения фильтрационно-емкостных свойств проницаемых прослоев пласта ВК₂ на Пальяновской площади использовано 30 определений пористости и 12 определений проницаемости. Cреднее значение пористости, в целом по пласту составляет 25.2%, а проницаемости 11.52Ч10 ^-3 мкм². По продуктивной части пласта коэффициент пористости изменяется незначительно, среднее значение пористости составляет 25.4%, проницаемости 7.6Ч10^-3 мкм², остаточной водонасыщенности 44.2%.

2.1.3 Пласт ЮК₀ - ЮК₀¹

Пласт ЮК₀ - ЮК₀¹ относится к отложениям тутлеймской свиты и распространен повсеместно на Красноленинском своде.

Пласт представлен аргиллитами темно-серыми и черными с буроватым оттенком, битуминозными, нередко известковистыми и кремнистыми. С точки зрения физико-литологических свойств отложения тутлеймской свиты изучены слабо. Коллекторы специфичны по строению и свойствам, поэтому необходимо детальное изучение данного объекта. Керновые определения по пласту ЮК₀ - ЮК₀¹ проводились по определению проницаемости. Исследования по пористости провести не удалось.

2.1.4 Пласт ЮК₁

Породы абалакской свиты представляют из себя переходную толщу от прибрежно-морских и континентальных отложений тюменской свиты к морским, сильно битуминозным отложениям баженовской свиты.

В литологическом отношении абалакская свита представлена преимущественно глинистыми отложениями, в различной степени кремнистыми, карбонатными и алевритистыми. При этом установлены следующие закономерности. При переходе от кровли абалакской свиты к ее подошве уменьшается степень сортировки и ориентировки глинистых минералов, снижается доля биогенных и аутигенных компонентов (кремнезема и битумов) и возрастает относительное содержание терригенных составляющих (аргиллитов, алевролитов и песчаников). Отложения абалакской свиты исследовались на определение проницаемости по кернам, пористость не определялась.

2.1.5 Пласты ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆

Продуктивные пласты ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆ тюменской свиты близки по строению, условиям формирования и фильтрационно-емкостным свойствам, сложены песчано-алевритовыми отложениями и аргиллитами. Коллекторами пластов чаще всего служат песчаники мелкозернистые, довольно крепкие, с примесью среднезернистой (5-15%) и алевролитовой (до 25%) фракций. Размеры обломочной части - в песчаниках преобладают 0.12-0.30 мм, в алевролитах 0.05-0.10 мм.

Породы по продуктивной части пласта ЮК_2-3 охарактеризованы: 40 определениями по пористости (Кп), 17 определениями по проницаемости (Кпр) и 4 определения по остаточной водонасыщенности (Ков). Среднее значение Кп по нефтенасыщенной части пласта составляет по керну 14.0%, Кпр 0.57Ч10^-3 мкм², Ков - 57.8%. Гистограмма сопоставления пористости по керну и ГИС по пласту ЮК_2-3 представлена на рисунке 2.3.

В продуктивной части пласта ЮК₄ пористость изменяется от 11.9 до 16.6% (47 опр.), проницаемость от 0.1Ч10-³ мкм² до 5.2Ч10^-3 мкм² (22 опр.)_, остаточная водонасыщенность составляет 47.7% (2 опр.).

Среднее значение Кп по нефтенасыщенной части пласта ЮК₄ составляет по керну 14.1 %, Кпр -1.34 Ч 10 ^-3 мкм², остаточная водонасыщенность 47.7%.

2.1.6 Базальный горизонт

Базальный горизонт - пласт, залегающий в подошве тюменской свиты. В районе Красноленинского свода в составе этого слоя выделяется два типа осадков, несколько различных по условиям формирования - базальные отложения, известные под названием шеркалинского типа коллекторов, и так называемые коллекторы вогулкинского типа.

На территории восточной части Красноленинского свода базальный горизонт представлен на большей части площади породами шеркалинского типа, а в районе скважин 22Р и 23Р - породами вогулкинского типа.

Породы шеркалинского типа распространяются в виде узких полос преимущественно широтного простирания и выполняют палеорусловые врезы. На данном участке работ породы-коллекторы шеркалинского типа физическими свойствами не охарактеризованы. Описание их дается по аналогии с изученными коллекторами Каменной площади. Породы-коллекторы представлены разнозернистыми песчаниками и гравелитами.

Базальный горизонт вогулкинского типа распространен в южной части изучаемой площади, локализуется вблизи выступов фундамента, выклинивается к сводовым частям и замещается на склонах поднятий. По описанию пород-коллекторов вогулкинского типа Каменной площади отложения представлены серыми от мелко- до гравелитистых песчаниками с редкими прослойками гравелитов.

Керн в продуктивной части пласта представлен всего в одной скважине 32Р, пористость изменяется от 13.5 до 14.5% (4 опр.), среднее значение Кп составило 14.0%; проницаемость изменяется от 0.03 до 0.21Ч10^-3 мкм² (4 опр.), среднее значение Кпр составляет 0.12Ч10^-3 мкм².

На основе лабораторных анализов керна, исследованиям ГИС и ГДИС, получены данные о коллекторских свойств продуктивных пластов Пальяновской площади Красноленинского месторождения. Данные приводятся отдельно по каждому пласту в таблицах 2.1.-2.8.

Таблица 2.1. Характеристика коллекторских свойств пласта ВК₁

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт	8	7
	Количество определений, шт	99	55
	Среднее значение.	24.9	29.7
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.3	1.1
	Интервал изменения	Мин.	19.6	0.4
		Макс.	29.9	888.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт	102	102
	Количество определений, шт	365	366
	Среднее значение, д.ед.	26.5	51.3
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.03	1.03
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	23.90	6.5
		Макс., д.ед.	29.5	204.0
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт		10
	Количество определений, шт		11
	Среднее значение, д.ед.		38.1
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.4
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		13.3
		Макс., д.ед.		70.8
Принято для проектирования	0.26	39.6

Таблица 2.2. Характеристика коллекторских свойств пласта ВК₂

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт	4	3
	Количество определений, шт	30	12
	Среднее значение.	25.2	11.5
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.3	1.13
	Интервал изменения	Мин.	20.2	0.94
		Макс.	28.7	26.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт	98	98
	Количество определений, шт	121	121
	Среднее значение, д.ед.	26.5	53.3
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.06	1.03
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	21.80	1.8
		Макс., д.ед.	29.5	204
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение, д.ед.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин., д.ед.
		Макс., д.ед.
Принято для проектирования	27.0	42.2

Пласты ВК₁ и ВК₂ северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения объединяют в один нефтеносный комплекс - объект ВК.

Таблица 2.3. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₀ - ЮК₀¹

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт		3
	Количество определений, шт		17
	Среднее значение.		0.57
	Коэффициент вариации, д.ед.		1.13
	Интервал изменения	Мин.		0.1
		Макс.		100.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт		15
	Количество определений, шт		15
	Среднее значение, д.ед.		1.04
	Коэффициент вариации, д.ед.		-2.4
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.2
		Макс., д.ед.		97.4
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение, д.ед.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин., д.ед.
		Макс., д.ед.
Принято для проектирования	13.0

Таблица 2.4. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₁

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт		2
	Количество определений, шт		20
	Среднее значение.		1.2
	Коэффициент вариации, д.ед.		1.4
	Интервал изменения	Мин.		0.2
		Макс.		89.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт		15
	Количество определений, шт		15
	Среднее значение, д.ед.		1.86
	Коэффициент вариации, д.ед.		-1.87
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.1
		Макс., д.ед.		102.4
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение, д.ед.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин., д.ед.
		Макс., д.ед.
Принято для проектирования	13.0

Таблица 2.5. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК_2-3

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт	4	4
	Количество определений, шт	40	17
	Среднее значение.	14	0.57
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.3	1.3
	Интервал изменения	Мин.	11.3	0.09
		Макс.	18.2	5.5
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт	22	22
	Количество определений, шт	93	93
	Среднее значение, д.ед.	14	1.1
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.06	0.12
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	13	0.4
		Макс., д.ед.	17	8.5
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт		2
	Количество определений, шт		2
	Среднее значение, д.ед.		3.8
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.1
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		1.2
		Макс., д.ед.		6.5
Принято для проектирования	0.14	1.2

Таблица 2.6. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₄

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт	2	2
	Количество определений, шт	47	22
	Среднее значение.	14.1	1.34
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.3	0.9
	Интервал изменения	Мин.	11.9	0.1
		Макс.	16.6	5.2
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт	10	10
	Количество определений, шт	50	50
	Среднее значение, д.ед.	14.6	1.6
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.05	0.11
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	12.3	0.4
		Макс., д.ед.	17.4	7.9
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт		5*
	Количество определений, шт		5*
	Среднее значение, д.ед.		15.58*
	Коэффициент вариации, д.ед.		1.3*
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.15*
		Макс., д.ед.		56.93*
Принято для проектирования	15.0	1.5

* Гидродинамические исследования были проведены по объединенному объекту ЮК_2-3 - Базальный горизонт.

Таблица 2.7. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₆

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин.
		Макс.
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт	3	3
	Количество определений, шт	5	5
	Среднее значение, д.ед.	14.2	1.0
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.08	0.04
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	12.9	0.36
		Макс., д.ед.	14.9	1.47
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт		5*
	Количество определений, шт		5*
	Среднее значение, д.ед.		15.58*
	Коэффициент вариации, д.ед.		1.3*
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.15*
		Макс., д.ед.		56.93*
Принято для проектирования	14.0	1.0

Таблица 2.8. Характеристика коллекторских свойств пласта базального горизонта.

Метод определения	Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт	1	1
	Количество определений, шт	4	2
	Среднее значение.	14	1.34
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.2	1.6
	Интервал изменения	Мин.	13.5	0.1
		Макс.	14.5	5.2
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт	12	12
	Количество определений, шт	37	34
	Среднее значение, д.ед.	15.2	2.9
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.01	0.08
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	12.9	0.36
		Макс., д.ед.	17.5	8.48
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт		5*
	Количество определений, шт		5*
	Среднее значение, д.ед.		15.58*
	Коэффициент вариации, д.ед.		1.3*
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.15*
		Макс., д.ед.		56.93*
Принято для проектирования	15.0	2.0

* Гидродинамические исследования были проведены по объединенному объекту ЮК_2-3 - Базальный горизонт.

Продуктивные пласты ЮК₀ - ЮК₀¹, ЮК₁, ЮК_2-3, ЮК₄ и ЮК₆ объединяют в объект ЮК.

2.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Физико-литологические свойства пород разреза Пальяновской площади изучались по керну в ЦЛ концерна "Тюменьгеология", в лабораториях ХМНГГ и ЗапСибНИГНИ.

Проведенные лабораторные исследования позволили осуществить привязку кернового материала к данным, полученным по результатам интерпретации ГИС. Сопоставление физических свойств коллекторов полученных лабораторными методами, по скважинам, где отбор керна проводился, и по ГИС показало хорошую кореллируемость результатов. Таким образом, при обосновании средних значений параметров по пластам, где отбор керна проводился в незначительных объемах, предпочтение отдавалось параметрам, полученным по ГИС.

Средние значения и изменчивость открытой пористости по керну и по ГИС по продуктивным пластам представлены в таблицах 2.9.

Таблица 2.9. Сравнение результатов определения открытой пористости по керну и ГИС по продуктивным пластам ВК, ЮК и базальному пласту

Пласт	Эффективная нефтенасыщ. толщина пласта, пройденная с отбором керна	По керну	По ГИС
		Кол-во скважин	Кол-во анализов	Средневзвешен. значение Кп, %	Интерпр. нефтенас. толщина, м	Средневзвеш. значение Кп, %
ВК1	34	9	99	24.6	472.9	25.2
ВК2	1.8	1	4	25.4	81.6	25.8
ЮК0-ЮК01	-	-	-	-	-	-
ЮК1	-	-	-	-	-	-
ЮК2-3	11.2	4	40	14	111.7	14
ЮК4	11.6	2	47	14.1	57.6	14.8
ЮК6	-	-	-	-	3.6	13.8
Базальный	0.6	1	4	14	54	15.5

Средние значения и изменчивость проницаемости по керну и по ГИС по продуктивным пластам представлены в таблице 2.10.

Таблица 2.10. Сравнение результатов определения проницаемости по керну и ГИС по продуктивным пластам ВК, ЮК и базальному пласту

Пласт	Эффективная нефтенасыщ. толщина пласта, пройденная с отбором керна	По керну	По ГИС
		Кол-во скважин	Кол-во анализов	Среднегармонич. значение Кпр, мД	Интерпр. нефтенас. толщина, м	Среднегармонич. значение Кпр, мД
1	2	3	4	5	6	7
ВК1	34	9	99	41.3	472.9	37.7
ВК2	1.8	1	4	44.2	81.6	45.5
ЮК0-ЮК01	11.2	3	17	0.57	111.7	1.04
ЮК1	11.6	2	20	1.2	57.6	1.86
ЮК2-3	-	-	-	-	3.6	2.98
ЮК4	0.6	1	2	0.12	54.0	2.4
ЮК6	34	9	99	41.3	472.9	37.7
Базальный	1.8	1	4	44.2	81.6	45.5

2.3 Вывод

Если сравнивать данные, приведенные в таблицах 2.1.-2.8., то можно сделать следующий вывод: продуктивные пласты объекта ВК изучены более полно, чем продуктивные пласты объекта ЮК. Из нефтеносных пластов юрского комплекса, самая большая изученность у пласта ЮК_2-3 (как по керновому материалу, так и по геофизическим данным).

Следовательно, объект ВК в доразведке не нуждается, чего нельзя сказать о пластах объекта ЮК.

3. Проект разведочных работ на пласт Юк2-3 в северо-западной части Пальяновской площади

3.1 Анализ выполненных геолого-геофизических исследований

Геолого-геофизические исследования на территории Западной Сибири до 1947 года исследования носили чисто описательный характер.

В 1947 году после создания министерства геологии СССР, одной из главных задач которого было усиление нефтепоисковых работ в Сибири, были начаты планомерные геолого-геофизические исследования Среднего Приобья, куда относится район описываемого участка. Проводимые исследования перечислялись ранее в таблице 1.2.1.

Поисково-разведочные работы на Пальяновской площади начаты в 1971 г.

Промышленно-нефтеносными на участке проектных работ считаются объекты ВК (пласты ВК₁ и ВК₂) и ЮК (пласты ЮК₀, ЮК₁, ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК5_-6 иЮК_7-9).

По состоянию на начало 2009 года 99% текущей и около 70% накопленной добычи нефти по месторождению обеспечивает объект ВК, опираясь на это, можно сказать о том, что этот объект изучен наиболее полно, по сравнению с объектом ЮК, и в доразведке не нуждается. На рисунке 1.3. видно, что объект ВК в месте заложения проектной скважины заглинизирован.

В главе 1.6 приводятся данные о нефтегазоносности пластов и их изученности.

Залежь пласта ЮК_2-3 имеет размеры 22,9Ч7,2 км и является самой крупной залежью объекта ЮК. В тоже время, пласт ЮК_2-3 изучен наиболее слабо (вскрыт в 10 скважинах) и рекомендуется к доизучению.

Участок бурения планируется заложением разведочной скважины в северной части восточного крыла Пальяновского поднятия. Пальяновское поднятие подробно описано в главе 1.4. Соседние скважины №44Р и №432Р дали приток нефти. Пласт ЮК_2-3 в этих скважинах характеризуется как чисто нефтенасыщенный, ВНК отсутствует (лист 3).

Таким образом, объектом даразведки проектной скважины выбирается пласт ЮК_2-3.

В соответствии с геологическим заданием на проектном участке Пальяновской площади планируется бурение одной разведочной скважины с отбором керна в пласте ЮК_2-3 с целью доизучения его нефтеносности. Проектом также предусматривается перевод категории запасов С₂ в С₁. Будет проведено доизучение других продуктивных пластов, а именно: ЮК₀, ЮК₁, ЮК₄, ЮК_5-6 и ЮК_7-9 путем проведения в них ГИС.

Запланированные исследования керна в лабораторных условиях, методы ГИС и экономический показатель затрат проекта будут рассмотрены в главе 4.

3.2 Выбор методики проведения разведочных работ

Основными продуктивными объектами на Пальяновской площади являются отложения викуловской свиты (ВК₁, ВК₂), отложения тутлеймской (ЮК₀-ЮК₀¹), абалакской (ЮК₁), тюменской свиты (ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆) и базального пласта.

Основным объектом проекта является пласт ЮК_2-3, который приурочен к отложениям тюменской свиты. Абсолютная отметка кровли пласта - -2355 м, подошвы - -2390 м. Глубина залегания кровли пласта 2397 м, кровли 2432 м, таким образом, мощность исследуемого пласта составляет 35 метров.

Пласт ЮК_2-3 - сложен терригенными песчано-алевритовыми отложениями и аргиллитами. В пласте выявлена одна крупная литологически и стратиграфически экранированная залежь. Размеры залежи составляют 22.9Ч7.2 км, высота около 170 м. ВНК в пределах залежи не выделялся, по причине отсутствия водоносных пропластков во вскрытых скважинах на территории лицензионного участка.

Участок бурения планируется заложением в северо-западной части западного крыла Пальяновской складки. Проектная глубина бурения скважины 2567 м.

В процессе строительства проектной скважины должен выполняться в максимальном объеме следующий типовой комплекс работ:

- геофизические исследования скважин;

- отбор и анализ глубинных и поверхностных проб нефти, газа и пластовой воды;

- отбор керна в объемах предусмотренных проектом;

- лабораторные исследования кернового материала.

Одной из важнейших задач поисково-разведочного бурения, наряду с выявлением залежей нефти, является изучение коллекторских свойств пород, трещиноватости, выявление прямых признаков нефтеносности. Основным методом получения этих сведений является отбор керна.

При бурении разведочной скважины №2280Р необходимо отобрать керн из пласта ЮК_2-3.

Интервал 2397-2432 м необходимо бурить со сплошным отбором керна. Линейный вынос керна должен составлять не менее 90%.

В запроектированных интервалах отбора керна в проектной скважине №2280Р по трудности отбора керна породы относится ко II категории.

Примерный план отбора керна по проектной скважине №2280P приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Проектируемый отбор керна по скважине №2280Р

Интервал отбора керна, м	Проходка с керном, м	Возраст отложений	Категория пород по трудности отбора
2397-2432	35	Юрские отложения	II

Для полного и всестороннего изучения геологического строения и нефтеносности отложений необходимо провести лабораторные исследования кернового материала и пластовых флюидов. Для получения максимально полной информации рекомендуется образцы пород отбирать в соотношении 3 образца на 1 метр мощности поднятого керна (35Ч3=105), таким образом образцов керна для лабораторных исследований необходимо в количестве 105 шт.

Виды и объемы лабораторных исследований кернового материала и флюидов по проектируемой скважине приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Ориентировочные объёмы лабораторных исследований в скважине №2280Р

№№ п/п	Наименование исследования, анализа	Единица измерения	Кол-во образцов, проб
1.	Определение физических свойств (пористости, проницаемости, остаточной водонефтенасыщенности, карбонатности, водоудерживающей способности, смачиваемость, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения.)	образец	105
2.	Минералогический анализ	образец	105
3.	Люминесцентно-битуминологический анализ	образец	105

3.3 Геолого-геофизические исследования в скважинах

В скважине планируется провести геофизические исследования, которые подразделяются на общие и детальные. Общие исследования выполнялись по всему разрезу скважин в масштабе 1:500, детальные - в продуктивных интервалах разреза в масштабе 1:200.

В интервале 0-670 м проводятся такие исследования как КС, ПС, КВ, Инкл, БКЗ

В интервале 670-2567 м - КС, ПС, КВ, Инкл, БКЗ.

В интервалах с продуктивными пластами 2342-2567 м проводятся ГК, НК.

В интервалах 0-670 проводят АКЦ, 670-2567 метров проводятся АКЦ и ГТИ.

Стандартный каротаж проводится в скважинах в масштабе 1:500 тремя зондами: подошвенным градиент-зондом А2.0М0.5N, кровельным градиент-зондом N0.5М2.0А, потенциал-зондом N6.0М0.5А с одновременной записью кривой ПС, кавернометрии и индукционного каротажа. Основной масштаб записи КС - 2,5 Омм/см, ПС - 12,5 мВ/см, кривой кавернометрии - 2 см/см, ИК - 10 мСим/см. Кривые зондирования и ПС регистрируются аппаратурой Э-1 и АБКТ в интервале скоростей 2000-3000 м/час; кривые кавернометрии записываются аппаратурой СКП со скоростью от 1500 до 2500 м/ч; кривые ИК записываются аппаратурой АИК-М, АИК-5 со скоростью 2000-2500 м/ч.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводится подошвенными градиент зондами размерами АО=0,45 м, 1,05 м, 2,25 м, 4,25 м, 8,5 м и кровельным зондом с АО=2,25 м. Кровельный градиент-зонд в подавляющем большинстве записывается в масштабе глубин 1:500, основные зонды БКЗ записывается в масштабе 1:200. В качестве регистрирующей используется аппаратура АБКТ, ЭК-1. В интервале БКЗ записывется диаграмма ПС. Основной масштаб записи диаграмм КС - 2,5 Омм/см, масштаб записи ПС - 12,5 мВ/см. Скорость записи составляет 2000-3000 м/ч.

Кавернометрия (КВ) проводится всему стволу скважины. Используемая аппаратура: МБКУ, АГАТ-М, ЭК-1. Скорость записи 1000 м/ч. Кривые регистрируются в масштабе 2 см/см.

Резистивиметрия проводится в интервале БКЗ в масштабе 1:200 с целью определения удельного сопротивления глинистого раствора. Запись осуществляется аппаратурой АБКТ, К-3, ЭК-1, КСП-2. Масштаб записи 0,5 Омм/см, скорость регистрации 2000-3000 м/час.

Радиоактивный каротаж (ГК, НК) проводится в масштабе 1:500 со скоростью 500-600 м/час только по продуктивным пластам. Использовалась аппаратура ДРСТ-3. Размер зондов НКТ - 50 см.

В качестве индикатора в канале ГК применются кристаллы NaJ(Tl) (размером 40Ч40 и 40Ч80), для канала НКТ-50 - кристаллы ЛДНМ (размером 30Ч60); источник нейтронов плутониево-бериллиевый (Pu-Be), мощностью более 9Ч106 нейтрон в секунду. Скорость регистрации при постоянной времени интегрирующей ячейки - 6 секунд от 220 до 500 м/час. Масштаб записи кривых ГК - 1 мкр/час на 1 см, кривых НКТ - 0,2-0,5 усл. ед. на 1 см.

Инклинометрия проводится по всему стволу с интервалом 25 м приборами КИТ, ИГН.

Акустический контроль цементирования проводится с целью определения качества цементного кольца за обсадной колонной. Регистрация параметров Ак, Ап, Тп осуществляется аппаратурой АКЦ-4. Масштаб записи Ак, Ар - 2-3 мка/см, Тр - 50 мкс/см. Скорость записи 1200-1500 м/час.

В целом, необходимо отметить, что комплекс ГИС позволяет с необходимой точностью выделять эффективные толщины, определять характер их насыщения, оценивать коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности коллекторов [1].

3.4 Подсчет запасов

Впервые подсчет запасов нефти и растворенного газа выполнен в 1986 году (протокол ГКЗ №10101) по викуловскому горизонту Ем-Еговской и Пальяновской площадей. В пределах Пальяновской площади запасы нефти в пласте ВК₁ утверждены по категории С₂ в количестве 100293 тыс.т.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Западно-Пальяновской площади в пределах лицензионного участка ОАО АНК «Югранефть» утвержден протоколом №10 от 17-20.10.1995 г. Утверждены запасы продуктивных пластов ВК₁, ВК₂, ЮК_0-0¹, ЮК_2-3, ЮК₄ и базального горизонта. По состоянию изученности на 01.12.1995 г. оперативно подсчитаны запасы нефти продуктивного пласта ЮК₁, а в 2007 году на баланс поставлены запасы нефти и растворенного газа продуктивного пласта ЮК₆.

В 2004 году тематической партией ГеоНАЦ ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз“ выполнена переоценка запасов нефти продуктивного пласта ЮК_2-3. По материалам скважины 1022Р, пробуренной в 2002 году, часть запасов нефти переведена из категории С₂ в категорию С₁.

Последний пересчет в 2008 г. «Переоценка геологических запасов нефти и растворенного газа северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения» (ЗАО «ТИНГ») на основе проведенной трехмерной сейсморазведки, бурения новых скважин и переинтерпретации имеющегося каротажного материала уточнил запасы Пальяновского ЛУ в сторону уменьшения посчитанных ранее запасов по категориям С₁ и С₂. Однако необходимость в выделении категории С₂ по отложениям тутлеймской и абалакской свит, по аналогии с соседним Ем-Еговским участком привела к значительному приросту запасов по непромышленной категории.

Балансовые/извлекаемые запасы нефти по месторождению составили по категории В+С₁ - 58579 / 16116 тыс.т, по категории С₂ - 103383 / 23841 тыс.т.

Запасы нефти категории В+С₁+С₂ по месторождению распределены, как представлено в таблице 3.3. [13].

Таблица 3.3. Распределение по категориям запасов нефти Пальяновского участка

Объект	Категория	Начальные геологические запасы, тыс.т.	Извлекаемые запасы, тыс.т.	КИН
ВК1-2	B+C1	44 931	12 402	0.276
	C2	2 472	682	0.276
ЮК0-01	C1	5 441	1 545	0.284
	C2	34 887	5 832	0.167
ЮК2-6	C1	6 176	1 611	0.261
	C2	59 252	15 465	0.261
БГ	C1	2 031	558	0.275
	C2	6 772	1 862	0.275

Подсчет запасов по категории С₁ разведочной скважины №2280Р приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Подсчет запасов по категории С₁ и С₂ разведочной скважины №2280Р

Категория

Пласт

Параметры, принятые при подсчете

Запасы

F, тыс. м2

h, м

Объём нефтенас. пород, м3

m, доли ед.

kн, доли ед.

и, доли ед.

с, кг /м3

Начальные запасы нефти, тыс. т

КИН

Извлекаемые Запасы нефти, тыс. т

С1

ЮК2-3

490

8

3822

0,14

0,52

0,72

0,816

675

0,261

176

Ожидаемый прирост балансовых запасов за счет проведенных геологоразведочных работ на Пальяновской площади по данному проекту доразведки юрского комплекса (J₂) составляет 675 тыс.т. категории С_1.

Подсчет запасов нефти проведен объемным методом. Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности. Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.