Особенности продуктивных разрезов Западно-Сибирской НГП

1. Полимиктовый состав песчано-алевритовых пластов;

2. Слоистость продуктивных горизонтов;

3. Изменяющейся по разрезу, площади и высоте залежи минерализация и солевой состав пластовых вод;

4. Наличие в залежах нефти и газа протяженных, переходных и недонасыщенных зон и зон погребенной нефтегазонасыщенности;

5. Наличие в разрезе зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД);

6. Широкое распространение коллекторов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, близкими с граничными значениями.

Краткая характеристика вскрытого разреза

Изучаемые отложения в нашей скважине относятся к тюменской свите (пласты Ю-1, Ю-2, Ю-3, Ю-4).

В среднеюрском комплексе ЗСНГП главный интерес представляет кровельная часть тюменской свиты, которая регионально продуктивна на всей территории. Но большие глубины залегания, низкие коллекторские свойства и эффективные толщины резервуаров, ограниченные ресурсы УВ позволяют заключить, что тюменская свита малоперспективна для поисков УВ в традиционных районах газодобычи.

Определенное исключение составляют русловые зоны, в которых могут быть встречены породы-коллекторы с промышленными ФЕС и высокими эффективными мощностями.

В состав пласта-коллектора в ряде скважин включаются также отложения тюменской свиты (средняя юра - келловей) и коры выветривания.  

Проследить связь между изменением состава нефтей и возрастом отложений тюменской свиты довольно сложно. Однако, если рассматривать все нефти в целом, то намечается тенденция их утяжеления с переходом от нижней юры к средней. Результат этот вполне закономерен, поскольку отражает изменения палеогеографической обстановки во времени.  

Промышленная нефтеносность связана с отложениями верхнеюрского и средне юрского (тюменская свита) возраста и корой выветривания.

 

Анализ геолого-технологического исследований (ГТИ) по скважине

Комплекс ГТИ в изучаемой нами скважине был проведен с помощью аппаратно-программного комплекса «Разрез-2».

В процессе бурения скважины проводились исследования по шламу и керну. Привязка глубин осуществлялась по данным механического каротажа станции ГТИ «Разрез-2».

По каждой отобранной пробе керна(рис.2) проводились:

1. Описание пород под бинокулярным микроскопом.

2. Определение фракционного состава проб (по фракциям Ф₁=2-3 мм, Ф₂=3-5 мм, Ф₃=5-7 мм).

3. Определение минералогической (G_м) и объемной плотности (G_о), открытой пористости (К_по) основных литологических типов пород.

4. Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА).

5. Определение карбонатности пород (С_к) и ее типа.

6. По каждой отобранной пробе керна дополнительно проводились:

7. Определение открытой пористости породы по флюиду;

8. Определение остаточной нефте- (К_но), водо- (К_во) и газонасыщенности (К_го).

Механический каротаж

Сущность механического метода сводится к регистрации продолжительности проходки скважины - времени, затрачиваемого на бурение одного метра породы.

Продолжительность проходки зависит от крепости горных пород, увеличиваясь с повышением последней, и меняется в достаточно широких пределах:

Величина определяется посредством хронометража времени, затрачиваемого на бурение определенного участка скважины. При хронометраже скорости бурения обязательно фиксируются: скорость вращения инструмента, давление на забое, время смены долота.

Достоинством метода является возможность его применения непосредственно в процессе бурения; исследования обычно проводятся одновременно с газометрическими. Основным недостатком метода является трудность учета технологии бурения.

Уменьшение времени бурения 1 м с 15-20 до 3-5 мин показывает, что в данном интервале находится пласт с хорошими коллекторскими свойствами и дает приблизительное представление о проницаемости и пористости пласта. Механическая скорость 3-5 мин/м в терригенном разрезе соответствует пористости 20-30 % в песчаниках слабосцементированных, а механическая скорость 7-10 мин/м в карбонатном разрезе соответствует пористости 10-12 % в известняках кавернозно-трещиноватых.

Увеличение времени бурения 1 м показывает, что интервал сложен глинистыми либо плотными породами. Данные механического каротажа хорошо коррелируются с диаграммами ПС и ГМ [7, с.10].

 

Фильтрационный каротаж

Каротаж, основан на регистрации на устье скважины поглощения (притока) промывочной жидкости, с целью выделения коллектора и зон аномально высокого пластового давления (АВПД).

Различают две модификации: дебитометрическую, основанную на регистрации разности дебитов промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину и изливающейся из нее, и расходометрическую, основанную на выявлении коллекторов по снижению или повышению уровня промывочной жидкости в приемных емкостях [12, с.550].

 

Газовый каротаж

В поровом пространстве горных пород содержатся в различных количествах углеводородные газы. При разбуривании породы газ поступает в циркулирующую по скважине промывочную жидкость и выносится вместе с ней на поверхность. Там он извлекается из раствора, смешивается с воздухом и поступает на анализ. При этом определяют суммарные газопоказания, приведенные газопоказания и содержание предельных углеводородных газов. Одновременно с геохимическими исследованиями регистрируют продолжительность бурения 1м скважины и расход бурового раствора.

Газовый каротаж применяется для

· оперативного выделения перспективных на нефть и газ участков в разрезе скважины и прогнозной оценки характера их насыщения;

· интервалов притока пластового флюида в скважину или поглощения фильтрата промывочной жидкости в пласт с целью предотвращения аварийных ситуаций;

· измерения параметров режима бурения.

 

Проанализировав данные газового каротажа,мы определили фазовое состояние пластового флюида в залежи по соотношению легких углеводородов (таблица 2).

 

Таблица 2

Обобщенный показатель углеводородного состава

Период	Глубина	С1	С2	С3	ОПУС3	Фазовое состояние нефти в скважине	Фазовое состояние газа в скважине
Ю1
Ю2(1)	4182	42,85	22,85	25,79	0,414	тяжелая	газ попутный жирный
Ю2(2)	4224,4	53,3	20	26,7	0,489	тяжелая	газ попутный жирный
Ю3	4247	53,84	19,23	26,92	0,486	тяжелая	газ попутный жирный
Ю4	4315,6	55,55	18,51	25,92	0,520	тяжелая	газ попутный средней жирности