Скачать - Меловой период

вания, при этом зачастую не поддавался логике тот факт, что водонасыщенные
интервалы залегают выше нефтенасыщенных. В последние годы модель маастрихтской
залежи пересмотрена, в разрезе выделены региональные 2-3 непроницаемые
перемычки, в результате чего интервал маастрихтских коллекторов стал
рассматриваться как 3-4 отдельные залежи с собственными наклонными ВНК,
что повлекло за собой уменьшение нефтенасыщенных толщин по сравнению с
данными предыдущих ПЗ. Пересмотренная геологическая модель маастрихтской
залежи по ряду месторождений объясняет наличие интервалов с насыщением
«вода», залегающих выше интервалов с насыщением «нефть», а также получение
водных притоков выше интервалов притоков с признаками нефти.
В настоящее время наиболее эффективными геофизическими методами выделения
и оценки карбонатных коллекторов являются: метод критических сопротивлений,
временных и разноглубинных исследований сопротивлений, метод
двух растворов, комплексная интерпретация данных БК, ГК, ННК, АК, метод
баланса пористостей, метод волнового АК, каротаж-испытание-каротаж, сопоставление
пластового и бокового горного давлений (Брайловский, 1985). До последнего
времени при ПЗ, проведенных в 70-80-х годах прошлого века, применялась
в основном методика, разработанная СКТБ ПГ г. Грозный, при ее описании
в отчетах происходил лишь перенос отдельных ее фрагментов, а таблицы,
содержащие количественные величины по пластам часто либо отсутствуют, либо
нечитаемы. С целью проверки предлагаемых в методике граничных параметров
составляющих пористости (Кпвт=(Кпобщ-Кпбл)/(1-Кпбл)≈0,5 % и Кпбл≈8%)
авторами настоящей работы привлечены наиболее качественные результаты
временных и разноглубинных исследований УЭС по скважинам. В результате
для коллекторов и неколлекторов построены кривые накопленных частостей по
пористости, позволившие подтвердить пределы по Кпвт и Кпбл, а также обосновать
дополнительный предел по Кпобщ≈12,2 %, что делает возможным при необходимости
вести более достоверную оценку подсчетных параметров.
По данным региональной корреляции по Прикумской зоне поднятий нижнемеловые
отложения расчленены на тринадцать песчано-алевритовых пластов,
залегающих на глубинах 2500-3300 м. Промышленная нефтеносность установлена
в I, IV-VI, VIII-X, XII-XIII пачках, наиболее крупные и продуктивные залежи
нефти приурочены к К1VIII-IX пластам и в меньшей мере I пласту. Продуктивность
K1IV-VI пачек выявлена только на Колодезной площади, X-XIII пачки
включают коллекторы с повышенным содержанием карбонатного материала и
пониженными ФЕС. Нижнемеловые отложения сравнительно хорошо охарактеризованы
керновым материалом, однако, средний вынос керна составляет 60 %.
Практически на всех образцах керна проведены стандартные исследования (Кп и
Кпр, Скарб, объемная плотность, удельный вес), гранулометрическими исследованиями
охвачены лишь 25-30 % образцов. Пористость Кп пород составляет 4-
32 %, для коллекторов Кп>12-13 %, чаще составляя 18-30 %. Проницаемость пород
0,1-1000 мД, в коллекторах преимущественно - 20-800 мД.
Основными особенностями нижнемелового разреза, определяющими его
геофизическую характеристику, являются: пласты средней и малой толщины;
умеренная дисперсная глинистость коллекторов (чаще