Месторождения нефти и газа Западной Сибири

3,60м - песчаник серый, с буроватым оттенком, мелко- среднезернистый, олигомиктовый, кварцевый с мусковитом, среднесцементированный поровым глинистым цементом, нефтеносный, подобен вскрытому в начале керна № 8. В 0,7 м ниже его верхнего контакта в инт. шириной 25-30 см -  значительно карбонатизирован.

0,30м - алевролит темно-серый, средней крепости, тонко- горизонтально - слоистый, с тонкотаблитчатой отдельностью согласно слоистости. По плоскостям отдельности концентрация тонкого углефицированного детрита. Породы не нефтеносны.

Керн № 9. Инт. 2318,3-2325,3м. Прох. 7,0м. Вынос 6,60м. ( 94% ).

0,7м - алевролит (продолжение нижнего слоя Керна  № 8 ) темно-серый, тонко переслаивается с мелкозернистым песчаником. На контакте с подстилающим песчаником - текстуры взмучивания.

1,2м - песчаник серый с буроватым оттенком, существенно кварцевый, мелко-среднезернистый, слоистый. Слоистость косая, пересекающаяся, иногда горизонтальная. Цемент глинистый, поровый. В песчанике присутствует малое количество белой слюды. Породы средней крепости. Песчаник нефтенасыщенный с резким запахом нефти на свежем сколе. ЛБА - МБ 3-4.

1,3м - песчаник серый, светло-серый, кварцевый, среднезернистый, массивный. Цемент известковистый. Порода крепкая, излом полураковистый, отдельность мелко таблитчатая. На контакте с подстилающими и перекрывающими песчаниками следы размыва. Нефть в слое отсутствует.

1,0м - песчаник серый, с буроватым оттенком, полимиктовый, с преобладанием кварца, на глинистом поровом цементе, мелкозернистый, косослоистый, в средней части слоя массивный.  На контакте с подстилающими песчаниками следы взмучивания. В основной массе песчаника заметны мелкие чешуйки белой слюды. Порода средней крепости, колется по слоистости, излом полураковистый. Песчаник насыщен нефтью. ЛБА - МБ 3-4. Нефть выделяется из пор. Запах нефти на свежем сколе резкий.

0,75м - песчаник серый, мелкозернистый, средней крепости. Выделяется более светлой окраской и горизонтальной слоистостью. Состав преимущественно кварцевый. Цемент глинистый, известково-глинистый, поровый. Отдельность тонкотаблитчатая. Нефть и битумоиды в песчанике не установлены.

1,50м - тонкое переслаивание мелкозернистых песчаников, алевралитов и аргилитов, как правило горизонтальное. Порода средней крепости, оттельность тонко плитчатая, по наслоению включение тонкого сирицита. Нефть в алевролитах отсутствует.

0,15м-песчаник серый с зеленовато-буроватым оттенком, полимиктовый с глинистым цементом, неяснослоистый, в нижней части более темный за счет увеличения глинистого материала. Последние 5см, трещиноватый-керн в кусочках. Песчаник насыщен нефтью, присутствует ее резкий запах на свежем изломе. ЛБА - МБ 3.

геологи: Ковбасовский А.А.

Воронцов С.Н.

Шурыгин А.Б.

2

Результаты определения плотности, пористости по шламу

2

Результаты определения остаточного водонасыщения, эффективной и открытой пористости.( Скв. 647, куст 52)

24

О предварительных результатах опытно-методических работ

Совместное изучение керна и шлама позволило установить:

По структурно-текстурным особенностям строения, алеврито-песчаные пласты групп АВ и БВ, однозначно можно отнести к прибрежно-морскому фациальному типу, высокопродуктивному по нефти и довольно "трудному" для изучения и оценки петрофизических характеристик в полевых условиях, из-за неоднородности литологического состава пластов-коллекторов.

              Для исследованной части разреза получены данные, характеризующие некоторые физ. свойства основных литологических разностей, позволяющие обобщенно охарактеризовать их коллекторские свойства.

              Экстракция жидкой фазы (при t=200° С) приближенно позволяет оценить соотношение водной и углеводородной частей насыщающего породы флюида (при нормальных РТ-условиях), а также уточнить основные петрофизические свойства пород.

              Хотя,  коллектора на исследованных интервалах характеризовались низкими значениями карбонатности (в среднем 0,5-1,5%), можно заметить, что даже незначительное увеличение карбонатности (до 5и9%) может существенно ухудшать коллекторские свойства песчаников и алевролитов.

              Люминисцентно-битуминологический анализ капиллярных вытяжек (ЛБА), дал довольно пеструю картину распределения в породах углеводородных битумоидов с различным содержанием смол и асфальтенов (от 0-1 до 3-20%).

              Главная задача исследований  была поставлена Заказчиком, следующим образом: "определение физических свойств пород по шламу для последующего сопоставления этих данных и данных, полученных при анализе керна в условиях стационарных лабораторий…"

              В виду возможности проведения экспресс-анализом физ. свойств по керну, проведенные исследования проводились не только по шламу, но и по керну. Результаты работ по сопоставлению данных приведены в таблице №2.

              В целом, можно заметить, что петрофизические характеристики пород, полученные по керну и по шламу, имеют достаточную сходимость результатов измерений. При дальнейшей доработке методики, при большем количестве определений и статистической обработке результатов, можно через поправочные коэффициенты выйти на более точное определение.

              Вместе с тем, методика  исследований в настоящем виде не может быть рекомендована к дальнейшему  использованию при проведении ГТИ и ГК. Это обусловлено, прежде всего большой трудоемкостью и длительностью процессов вакуумного "до-насыщения" проб и взвешивания шлама на торсионных весах.

              Очевидно, что в дальнейшем объектом исследований будут пласты и интервалы, и в таком случае, анализ по отдельным шламинкам не будет достоверно отражать свойства разнородного по литологическому составу пласта. Необходимо опробовать иной метод получения петрофизических характеристик менее трудоемкий, более простой и "массовый", который бы давал некие усредненные характеристики пластов и пачек. В дальнейшем эти данные необходимо будет сравнить с данными интерпретации ГИС для одних и тех же интервалов.

              Считаю, что опытно-методические работы на Вань-Еганском месторождении необходимо продолжить, но без предварительного определения и регламентации объемов, видов работ и сроков их выполнения; без договорных обязательств перед Заказчиком.

Вед.геофизик ЭГТИ :  Симонов В.А.

Информационная записка

«О проведении работ по определению нефтенасыщенности по шламу на скв.№3618 Вань-Еганского месторождения»

Отрядом ИМС-19 по скв.№ 3618 \ к.№ 61, в дополнение к уже выполняемому стандартному комплексу геолого-технологических и геолого- геохимических исследований, с 12.06.2002г., производятся определение плотности, пористости, водо- и нефтенасыщенности пород по пробам шлама.

              Основным методом определения вышеобозначенных параметров выбран адсорбционно-дистилляционный с применением стандартной установки АДЖ-2.

              Суть метода заключается в извлечении из пробы бурового шлама адсорбированного в порах породы флюида (жидкости) путем последовательной ступенчатой термодистилляции с нагревом до 175о С, и последующего пересчета данных.

              В качестве дополнительных методов позволяющих контролировать полученные значения применяются:

для оценки плотности и пористости пород – метод гидростатического взвешивания шлама на торсионных весах,

для оценки нефтенасыщенности – стандартные люминесцентно-битуминологические методы: экстрагирование нефтебитумоида в раствор хлороформа а также последующий анализ раствора через капилярную вытяжку на полосках фильтровальной бумаги. Анализ производится путем сравнения люминесцентных характеристик препаратов приготовленных из материала реальных проб шлама и эталонных препаратов.

              Нефтенасыщенность оценивается – коэффициентом нефтенасыщения (Кн), расчитываемом для каждой пробы, представляющей интервал проходки. Коэффициент нефтенасыщения изменяется от 0 до 1 и представляет собою долю порового пространства породы заполненного нефтью. Кн – расчитывается с точностью до 0,001. Умноженное на 100 значение Кн дает оценку нефтенасыщенности в процентах ( Кн=0,017 = 1,7 %). Соответственно, водонасыщенность  определяется исходя из формулы Кн + Кв =1 ( Кв= 1 – Кн). Объем заключенного в порах свободного газа в расчет не принимается.