Скачать - Меловой период

пластов (0,2-8-10 Омм) и незначительные их изменения в зависимости от характера
насыщения, нефтенасыщенным породам часто соответствуют УЭС 2.5-8
Омм; повышающее проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт
наблюдается вне зависимости от характера насыщения коллекторов. Различие в
10-15 раз в минерализации пластовых вод и буровых растворов, а также ограниченный
комплекс ГИС, проведенный в большинстве скважин, делают наиболее
информативным и массовым методом для расчленения разреза и оценки пористости
– ПС.
В предшествующих работах по подсчету запасов (ПЗ), проводимых в 60–
80-е годы по Ставропольским месторождениям, выделение коллекторов происходило
из соображений, что граничная проницаемость любых терригенных коллекторов
≈1 мД (Гудок, 2007), что не является корректным и для каждого месторождения
этот предел должен обосновываться самостоятельно (Петерсилье,
2003). В связи с недостатком данных, оценку Кп и Кн ранее проводили по обобщенным
методикам (в основном по УЭС), например, методике Н.Д. Гусакова
(Гусаков, 1965), значительно трудоемкой и недостаточно актуальной при выполнении
в скважинах только СТК и больших зондов БКЗ, а также в условиях тонкослоистого
разреза. В настоящее время при ПЗ используется единая интерпретационная
модель для всего объема скважин, когда выделение коллекторов проводится
по граничным значениям амплитуды ПС апс, устанавливаемым по прямым
признакам ГИС и результатам испытаний; Кп оценивается по зависимостям
«керн-ГИС» апс=f(Кп_керн), Кн -по уравнениям Арчи-Дахнова, устанавливаемым
по возможности для каждого месторождения отдельно, на фактическом материале,
и дифференцируются по пачкам, ввиду различия нижнемеловых отложений
как по площади, так и по разрезу.
В разрезе нижнего мела газоконденсатные и газоконденсатно–нефтяные залежи
установлены только на месторождении Русский Хутор Северный. При
обосновании связей апс=f(Кп) был выявлен факт влияния свободного газа на амплитуду
ПС в сторону его занижения, что для определенных объектов неизбежно
влечет за собой занижение пористости Кп и, как следствие, Кн и запасов углеводородов
в целом. Дифференциация связей «керн-ГИС» для залежей, содержащих
газ в свободном состоянии и нет, контролировалась анализом данных о
давлениях и результатов опробований (рис.1-б).
Дальнейшее совершенствование методов выделения и оценки меловых карбонатных
и терригенных коллекторов связано с бурением ряда параметрических
оценочных скважин с проведением современного комплекса ГИС и внедрением
новых скважинных технологий (АКШ для трещиноватой составляющей порового
пространства коллекторов маастрихта и оценки газовых залежей нижнего мела;
ЯМР для более глинистых и карбонатных X-XIII пачек нижнего мела, а также
ВИКИЗ, гамма-спектрометрический каротаж), со сплошным отбором керна с
сохранением пластовых условий, что экономически для старых месторождений
маловероятно. Поэтому вышеописанные методические приемы, применяющиеся
на сегодняшний день в работах по ПЗ – вынужденный, наиболее оптимальный
подход в сложившейся ситуации нехватки керновых данных и ограниченного
комплекса ГИС.
314