К оглавлению

УДК 553.982:552.578.2.061.4(470.51)

Геолого-геофизическая изученность нефтеносных коллекторов терригенной толщи девона Удмуртской АССР

О. Н. ГАТАУЛЛИН, В. А. ЦИРЕНЩИКОВ (Удмуртгеология)

Рассматриваемая территория располагается в пределах северной вершины Татарского свода, восточной части Немского свода и Верхнекамской впадины. Выявленные месторождения и залежи нефти в терригенных отложениях девона повсеместно приурочены к кыновскому и пашийскому горизонтам.

По данным анализа керна, коллекторами нефти являются пласты кварцевых песчаников и алевролитов с различной степенью цементации и мощностью от 0,5 до 4 м. Цементация осуществляется в основном путем срастания зерен. Участками цемент представлен глинистым веществом в виде неотчетливых пленок и неравномерного спорадического выполнения мелких пор. Состав глинистого цемента гидрослюдистый и каолини- тово-гидрослюдистый. Пористость продуктивных отложений изменяется от 4 до 23 %, проницаемость - от 0,0001 до 1,4 мкм2. На границе коллектор - неколлектор значения Кп варьируют в пределах 9-10,6 %, Кпр= 0,0012-0,0025 мкм2.

Зависимости Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв) выражаются следующими уравнениями регрессии:

Уравнения (1) и (2) показывают, что коллекторы гидрофильны и имеют простую структуру порового пространства [1].

Вскрытие продуктивных отложений производится на пресных глинистых растворах ( = 0,7-2,5 Ом-м). Анализ материалов ГИС показал, что диаметр зоны проникновения Dзп равен двум-четырем диаметрам скважины dс. Пласты-коллекторы характеризуются (рис. 1): уменьшением диаметра скважины, приращением на микрозондах, отрицательными аномалиями ПС, расхождением показаний разноглубинных фокусированных методов БМК-БК, пониженными значениями ГК-НГК.

В связи с повышенным проникновением фильтрата бурового раствора, относительно небольшой зоной проникновения, а также ограниченной мощностью пластов (h<=4 м) удельное электрическое сопротивление пластов определяется с помощью индукционного каротажа (ИК). Характер насыщения и водонефтяной раздел (ВНР) (см. рис. 1) оцениваются однозначно по критическому значению = 3,2 Ом-м, установленному путем сопоставления величинв интервалах испытаний с различным притоком (рис. 2).

На рис. 1 ВНР зафиксирован на глубине 2056 мм. Из применяемого комплекса ГИС наиболее достоверный метод определения пористости - акустический каротаж. Зависимость выведенная для пластовых условий, показана на рис. 3. Скелетное значение равно 170 мкс/м, что соответствует хорошо сцементированным песчаникам. Пористость алевролитов и глинистых песчаников оценивается по той же зависимости с введением поправки за глинистость, по В.В. Ларионову [2].

Выводы

1.     Коллекторы нефти в терригенной толще девона Удмуртской АССР гидрофильны и имеют межзерновой тип пористости.

2.     Проводимый комплекс ГИС обеспечивает выделение коллекторов и оценку характера насыщения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

2.     Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1972.

 

Рис. 1. Выделение коллекторов и определение характера насыщения по комплексу ГИС в скв. 333.

1 - известняки; 2 - аргиллиты; 3 - алевролиты; 4 - песчаники; пласты: 5 - нефтенасыщенные, 6 - водонасыщенные

 

Рис. 2. Кумулятивные кривые распределения величиндля водоносных (1) и нефтеносных (2) пластов

 

Рис. 3. График зависимости интервального времениот пористости для песчаников терригенной толщи девона (пластовые условия)