Толщина горизонта 24 м.
Мендымский (Бурегский) горизонт. Слагается известняками серыми и коричневато-серыми, часто глинистыми с прослоями зеленовато-серых мергелей, аргиллитов, глинисто-известковистых сланцев.
Толщина горизонта 28 м.
Евлано-ливенский горизонт. Сложен известняками серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, неравномерно-глинистыми, доломитами известковистыми, битуминозными.
Фаменский ярус. В его составе выделяются средний и верхний подъярусы. В среднефаменском выделен данково-лебедянский горизонт. В верхнефаменском заволжский горизонт.
Данково-лебедянский горизонт. Сложен известняками светло-серыми, белыми, прослоями глинистых, битуминозными с прослоями мергелей.
Толщина горизонта 39 м.
Заволжский горизонт. Слагается известняками глинистыми, серыми, тонкозернистыми участками с прослоями конгломератов.
Толщина горизонта 42 м.
Каменноугольная система
Каменноугольная система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним. В составе нижнекаменноугольного отдела выделяется турнейский и визейский ярусы.
Турнейский ярус. В его составе выделяется два надгоризонта лихвинский и чернышинский. Лихвинский надгоризонт представлен малевско-упинским горизонтом. Чернышинский подразделяется на черепетский и кизеловский горизонты.
Малевско-упинский горизонт. Отложения горизонта относятся к глубоководным отложениям. Литологически они сложены битуминозными известняками, сланцами и аргиллитами с фауной брахиопод, спикулами губок и водорослями.
Толщина горизонта 35 м.
Черепетский горизонт. Отложения горизонта представлены карбонатно-терригенными образованиями, переслаивающимися между собой аргиллитами, мергелями и глинистыми известняками.
Толщина горизонта 30 м.
Кизеловский горизонт. Слагается известняками органогенно-обломочными, серыми доломитами, мергелями.
Толщина горизонта 35 м.
Визейский ярус. Расчленяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний, которые соответсвенно представлены малиновским, ясно-полянским окским надгоризонтом.
Малиновский надгоризонт. Подразделяется на два горизонта: елховский и радаевский.
Елховский (Косьвинский) горизонт. Представлен мощной толщей песчано-алевролитовых пород с частыми прослоями аргиллитов, углей и редкими - известняков сильно глинистых. Толщина горизонта 111 м.
Радаевский горизонт. Представлен в основном песчано-алеролитовыми породами с прослоями глинисто-углистых сланцев и аргиллитов.
Толщина горизонта 99 м.
Яснополянский надгоризонт подразделяется на два горизонта бобриковский и тульский.
Бобриковский горизонт. Представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светло-серые, кварцевые, прослоями глинистыми и алевритистые, водоносные.
Толщина горизонта изменяется от 16 до 42 м.
Тульский горизонт. Сложен глинами, аргиллитами, алевролитами и песчаниками с прослоем глинистых известняков в верхней части горизонта. В зонах выклинивания глин покрышкой является репер "тульский известняк", который развит почти на всей территории залежи. Песчаники серые, темно-коричневые, разнозернистые, кварцевые, участками нефтенасыщенные (пласт Стл-3).
Толщина горизонта изменяется от 11 до 37 м.
Окский надгоризонт подразделяется Алексинский и Михайловско-Веневский горизонты.
Алексинский горизонт. Сложен известняками тонкозернистыми, серыми с прослоями аргиллитов, доломитов, алевролитов.
Толщина горизонта изменяется от 19 до 21 м.
Михайловско-Веневский горизонт. Отложения представлены известняками серыми, темно-серыми, перекристализованными с прослоями доломитов серых, кристаллическизернистых, с включениями гипса.
Толщина горизонта изменяется от 142 до 155 м.
Среднекаменноугольный отдел. В его составе выделяются серпуховский,башкирский и московский ярусы.
Серпуховский ярус. Слагается известняками светло-серыми, крепкими, участками кавернозными, пористыми, с прослоями доломитов серых, кристаллическизернистых, с включениями гипса.
Толщина яруса 89-113 м.
Башкирский ярус. Отложения яруса представлены известняками светло-серыми со стилолитовыми швами, с римазками глинистого материала, прослоями трещиноватыми и кавернозными.
Толщина яруса 34-36 м.
Московский ярус. Расчленяется на 4 горизонта: верейский, каширский, подольский и мячковский.
Верейский горизонт. Делится на две пачки: нижнюю-карбонатно-терригенную и верхнюю-терригенную. Нижняя пачка слагается известняками серыми, коричневато-серыми, темно-коричневыми, органогенно-обломочными, кристаллическизернистыми. Карбонатные пласты отделены друг от друга прослоями аргиллитов темно-серых, горизонтально-слоистых. Терригенная пачка сложена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, среди которых встречаются редкие прослои известняков.
Толщина горизонта изменяется от 42 до 44 м.
Каширский горизонт. Представлен карбонатными породами: известняками и доломитами. Известняки серые, коричневато-серые, органогенно-обломочные. Доломиты светло-серые, кристаллическизернистые. В нижней части горизонта появляются глинистые прослои.
Толщина горизонта от 57-62 м.
Подольский горизонт. Сложен известнякакми и доломитами серыми, желтовато-серыми, плотными с включениями гипса и ангидрита, с тонкими прослойками аргиллитов.
Толщина горизонта изменяется от 79 до 88 м.
Мячковский горизонт. Представлен известняками и доломитами серыми, желтовато-серыми, плотными с включениями гипса и ангидрита, с тонкими прослойками аргиллитов.
Толщина горизонта от 138 до 140 м.
Верхнекаменноугольный отдел. Представлен известняками и доломитами. Известняки светло-серые и коричневато-темно-серые, органогенные, тонко- и микрозернистые, в разной степени доломитизированные, иногда окременелые, участками пористые и трещиноватые, с включениями гипса и ангидрита, с тонкими прослойками глин. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, мелкокристаллические, загипсованные, плотные.
Толщина горизонта 262 м.
Пермская система
Отложения системы подразделяются на два отдела: нижний и верхний. В нижнепермском отделе выделены ассельский, сакмакрский и кунгурский ярусы.
Ассельский ярус. Сложен доломитами с прослоями известняков. Доломиты желтовато-серые, мелкозернистые, прослоями окременелые. Известняки желтовато-серые, прослоями глинистые с гнездами гипса.
Толщина яруса 58-70 м
Сакмарский ярус. Представлен известняками и доломитами с прослоями гипсов и ангидритов. Известняки буровато-серые, тонкокристаллические, кавернозные и трещиноватые. Доломиты серые, тонкозернистые, трещиноватые и кавернозные.
Толщина яруса 40-78 м.
Кунгурский ярус. Сложен доломитами с редкими прослоями ангидритов и гипсов. Доломиты желтовато-светло-серые, глинистые, слоистые.
Толщина яруса 10-50 м.
Верхнепермский отдел подразделяется на уфимский и казанский ярусы.
Уфимский ярус. В строении яруса выделяются две пачки: нижняя-песчано-глинистая, верхняя-песчаниковая. Нижняя пачка сложена в основном глинами и алевролитами глинистыми с небольшими прослоями песчаников, известняков, мергелей. Песчаниковая пачка слагается песчаниками известковистыми, зеленовато-серыми, полимиктовыми, мелкозернистыми, плотными.
Толщина яруса 12-100 м.
Казанский ярус. Слагается переслаиванием глин темно-серых с красноокрашенными песчаниками, алевролитами и глинами с редкими маломощными прослоями известняков и мергелей.
Толщина яруса 60-102 м.
Неогеновая система
Распространение отложений системы связано с древними доплиоценовыми долинами и ложатся они на размытую поверхность различных стратиграфических горизонтов пермской системы. Литологически отложения системы представлены глинами с прослоями песков. Глины темно-серые, тонкослоистые, вязкие, жирные. Пески желтовато-серые, алевритистые, иногда с примесью гравия кремнево-кварцевого состава. В основании системы залегает пачка гравия.
Толщина системы 0-194 м.
Четвертичная система
Сложена суглинками, супесями желтовато-коричневыми, иногда с включениями щебенки известняка и песчаника. В поймах рек в нижней части отложений прослеживается слой песка с галькой.
Толщина системы 0- 20 м.
Таблица 2.3 Каталогстратиграфических разбивок скважин Залесного месторождения
| Горизонт | скважина 20005 | скважина 293 | скважина 286 | ||||||
| глубина | Абсолютная отметка, м | мощность | глубина | Абсолютная отметка, м | мощность | глубина | Абсолютная отметка, м | мощность | |
| P | |||||||||
| C3 | 340 | -198,06 | 146,85 | ||||||
| Rp-C3-a | 488 | -344,91 | 113,29 | ||||||
| C2mc | 602 | -458,2 | 139,17 | 622 | -466,38 | 138,67 | |||
| C2pd | 742 | -597,37 | 87,47 | 763 | -605,05 | 79,11 | |||
| C2ks | 830 | -684,84 | 61,52 | 843 | -684,16 | 57,52 | |||
| C2vr | 892 | -746,36 | 43,86 | 901 | -741,68 | 42,33 | |||
| C2b | 936 | -790,22 | 34,63 | 934 | -792,02 | 35,91 | 943,6 | -784,01 | 34,23 |
| C1s | 971 | -824,85 | 112,52 | 970 | -827,93 | 89,73 | 978 | -818,24 | 107,41 |
| C1ok | 1084 | -937,37 | 132,5 | 1060 | -917,66 | 154,56 | 1086 | -925,65 | 142,31 |
| C1al | 1217 | -1069,87 | 21,85 | 1215 | -1072,22 | 19,94 | 1229 | -1067,96 | 20,92 |
| C1tl | 1239 | -1091,72 | 13 | 1235 | -1092,16 | 11,46 | 1250 | -1088,88 | 37,09 |
| Rp-tl | 1252 | -1104,72 | 22,9 | 1246,5 | -1103,62 | 38,42 | |||
| C1bb | 1275 | -1127,62 | 15,9 | 1285 | -1142,04 | 41,44 | 1287,2 | -1125,97 | 18,76 |
| C1rd | 1291 | -1143,52 | 98,7 | 1326,5 | -1183,48 | 1306 | -1144,73 | ||
| C1el | 1390 | -1242,22 | 110,64 | ||||||
| C1kz | 1501 | -1352,86 | 34,94 | ||||||
| C1cr | 1536 | -1387,8 | 29,82 | ||||||
| C1up | |||||||||
| C1ml | 1566 | -1417,62 | 34,9 | ||||||
| D3zv | 1601 | -1452,52 | 41,8 | ||||||
| D3fm2 | 1643 | -1494,32 | 38,9 | ||||||
| D3fm1 | |||||||||
| D3ev | 1682 | -1533,22 | 19 | ||||||
| D3vr | |||||||||
| D3mn(D3br) | 1701 | -1552,22 | 27,8 | ||||||
| D3dm(D3sm) | 1729 | -1580,02 | 23,9 | ||||||
| D3sr | 1753 | -1603,92 | 16,8 | ||||||
| D3kn | 1770 | -1620,72 | 4,95 | ||||||
| Rp-аяксы | 1775 | -1625,67 | 19,65 | ||||||
| D3ps | 1795 | -1645,32 | 26,7 | ||||||
| D2ml | 1822,2 | -1672,02 | 20,8 | ||||||
| D2ar(D2st) | 1844 | -1692,82 | 7,9 | ||||||
| Rp-ср.изв. | 1852,4 | -1700,72 | 21,1 | ||||||
| D2vb | |||||||||
| D2ef | |||||||||
| Rp-н.изв. | |||||||||
| bv | 1874 | -1721,82 | 1892,4 | ||||||
| elдоCm | |||||||||
| доCm | 3767 | -3614,22 | |||||||
2.2.2 Тектоника
В региональном структурном плане территория Залесного месторождения находится на северо-восточном склоне Южного купола Татарского свода. Северо-восточный склон граничит с западным бортом Камско-Бельского авлакогена. Авлакоген заполнен мощной толщей рифейских и вендских отложений. По выровненной додевенской поверхности в пределах северо-восточного склона вырисовывается моноклиналь, погружающаяся в сторону Бирской седловины. Пологое залегание слоев сохраняется в структуре терригенного комплекса девона. В каменноугольных и пермских отложениях Мензелино-Актанышского района распространены малоамплитудные поднятия, выполаживающиеся с глубиной. Здесь по данным глубокого и структурного бурения выделена группа наложенных валообразных структур, имеющих северо-западное простирание (Актанышская, Киченаратское, Дружбинская и другие).
По терригенно-карбонатным отложениям верхнего девона и нижнего карбона участок занимает, в основном, осевую и частично северо-восточную бортовую зону Актаныш-Чишминского прогиба ККС (рис. 2.3).
Поверхность кристаллического фундамента испытывает моноклинально-ступенчатое погружение в северо-восточном направлении, в сторону осевой зоны Камско-Бельского авлакогена, от -3615 м (скв. 20005).
Структурная поверхность по отложениям терригенного девона испытывает моноклинальное погружение в северо-восточном направлении, на фоне которого выделяются террасовидные участки северо-западного направления, осложненные ранее выявленными малоамплитудными локальными поднятиями (Карачевская и Ново-Курмашевская зоны поднятий), в основном, субмеридионального и северо-западного простираний, осложненные тектоническими нарушениями. Строение исследуемого участка по поверхностям верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений определено строением внутриформационного Актаныш-Чишминского прогиба ККС. В турнейское время происходит обособление прогиба, сужаются его границы, осевые и бортовые зоны проявляются более резко. Кроме резко выраженного бортового уступа по поверхности турнейского яруса, осевая зона прогиба характеризуется резко сокращенными мощностями доманиковых фаций кизеловско-заволжских пород. К концу турнейского времени тектоническая активность территории ослабевает. В посттурнейское (елховское, радаевское и бобриковское) время происходит интенсивное накопление терригенных осадков в осевой зоне Актаныш-Чишминского прогиба, что привело к его геоморфологическому выравниванию. Поверхность отложений тульского горизонта нижнего карбона, также как и поверхность терригенного девона, испытывает моноклинальное погружение на северо-восток. На фоне погружения в палеорельефе отложений тульского горизонта за счет неравномерного уплотнения осадков возможно образование морфологически слабовыраженных структурных форм/1/. С некоторыми структурами связаны небольшие залежи нефти в карбоне. Актанышская зона нефтегазонакопления приурочена к структурам рифогенного типа, осложняющим восточный борт Актаныш-Чишминского прогиба. Продуктивным в пределах зоны являются каменноугольные отложения. Бахчисарайская, Шуганская, Муслюмовская, Покровская, Дружбинская, Западно-Актанышская, Киченаратское потенциально нефтеносные зоны выделяются по принадлежности их и составляющих локальных поднятий к депрессионной и бортовой частям Актаныш-Чишминского прогиба, наложенным на северо-восточный склон Южно-Татарского свода. Из них Шуганская, Муслюмовская и Покровская потенциально нефтеносные зоны расположены в пределах бортовой части внутриформационного прогиба. Они отличаются более четкой структурной дифференциацией, локально подтвержденной промышленной нефтеносностью и наличием линейного седиментационного уступа в нижнем карбоне, ограничивающего с востока рассматриваемую группу потенциальных зон нефтенакопления/5/.
В пределах Залесного месторождения по поверхности кристаллического фундамента и по отложениям девона прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в северо-восточном направлении. Склон осложнен валообразными структурами II порядка субмеридионального простирания: Актанышская валообразная структура, Киченаратская и Дружбинская прогнозные зоны поднятий. Большинство локальных поднятий не имеет отображение в девоне, соотношение структурных форм носит наложенный, реже-сквозной или наложенно-сквозной характер.
Валообразные зоны поднятий отделяются друг от друга узкими и неглубокими грабенообразными прогибами. Большинство грабенообразных прогибов к началу саргаевского времени выполнено осадками терригенного девона и в перекрывающих отложениях не прослеживаются.
Южное локальное поднятие III порядка приурочено к безымянной валообразной зоне поднятий, располагающейся между Актанышской валообразной структурой и Киченаратской прогнозной зоной поднятий.
Основные особенности тектонического строения района месторождения заключаются в следующем: структурные планы по всем маркирующим горизонтам каменноугольных и нижнепермских отложений в целом совпадают между собой, сохраняя простирание осевых линий при заметном уменьшении углов падения и амплитуды (рис. 2.4., 2.5). По поверхности кристаллического фундамента и по отложениям девона прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в северо-восточном направлении /1/.
2.3 Геолого-разведочные работы и геофизические исследования скважин
2.3.1 Методика и объем проведенных работ
Геологоразведочные работы на месторождении проходили в два этапа: поисковый и разведочный.
Поисковый этап, имеющий целью подготовку локальных поднятий для целенаправленного глубокого бурения на нефть, включал в себя структурно-геологическую съемку и структурное бурение. По результатам этих работ с учетом данных глубокого бурения закладывались глубокие поисковые скважины.
Собственно разведочный этап включал бурение глубоких разведочных скважин на залежах, обнаруженных поисковыми скважинами.
Новое брахиантиклинальное Южное поднятие было подготовлено в 1981 году сейсмопартией 11-12/81 на Аишевской площади по отражающим горизонтам "Д" и "У". В 2004 году на юго-западном крыле поднятия была пробурена поисковая скважина №20005, которая вскрыла нефтенасыщенные породы в отложениях тульского горизонта нижнего карбона.
В 2005-2006 годах на территории Актанышского района РТ Туймазинской с.п. 5/05-6 были продолжены сейсморазведочные работы, которые уточнили строение Южного и Северного поднятий. Южное поднятие имеет вытянутую с юго-запада на северо-восток неправильную форму, осложненную двумя куполами.
В 2007 году по новым данным с.п. 5/05-6 на юго-западном куполе поднятия была пробурена разведочная скважина №286, вскрывшая залежь нефти в отложениях тульского горизонта и подтвердившая наличие залежи в юго-западном направлении.
Эффективность глубокого поисково-разведочного бурения на месторождении по числу скважин, давших нефть, составляет 100%./6,7/
2.3.2 Результаты испытания скважин
В скважинах №№№20005,286,293 испытание на приток жидкости проводилось по общепринятой методике. Нефтенасыщенный пласт изолировался 5" эксплуатационной колонной с последующим цементажом затрубного пространства. Перфорация обсадных колонн велась кумулятивными зарядами ПК-103 и ПК-105 ДН. Количество дыр на метр пласта равнялось 7-15. Испытание проводилось снизу-вверх. НКТ диаметром и 2,5 спускались до искусственного забоя. Скважины промывались водой. Освоение скважин осуществлялось путем многократных продувок компрессором.
В скв.№20005 на Южном поднятии опробование проводилось в 12 объектах: 1 - в породах кристаллического фундамента, 10 - в рифейских отложениях, 1 - в тульском горизонте нижнего карбона. Первый объект испытывался открытым забоем, остальные путем перфорации колонны из расчета 20 отверстий ПК-103 на метр. При испытании 11 объектов продуктивных отложений не, выявлено. При испытании двенадцатого объекта в интервале 1255,0м -1256,6м (минус 1107,1м - минус 1108,5м в абс. отм.), получено 2,4 т/с нефти с уровня свабированием.
В скв.№286 также на Южном поднятии опробование проводилось в интервале 1249,6м -1250,8м (минус 1106,7м - минус 1107,9м абс. отм), получено 2,2 т/с нефти с уровня 800 м свабированием.
В скв.№293 на Северном поднятии опробование проводилось в интервале 1262,5 м -1264,5 м (минус 1101,3 м - минус 1103,3 м в абс. отм), получено 8,51 м3/с нефти с уровня 503 м свабированием (таблица 2.2) /6,7/.
Таблица 2.3 Результаты испытаний скважин, учтенные в подсчете запасов нефти и газа Залесного месторождения
| № скв. | пласт | Альтитуда, м | Интервал опробования, м | Результаты испытания | ø штуцера | Давление, Мпа | ΔР | Рпл., Мпа | tпл., О С | К прод., м3/сут | Кпрон., мкм2 | Кгидр., д*см |
Примечание | ||||
| верт.попр, м | глубина | абс.отм. (-) | дебит, м3 /сут. | динам. | Рт | Рзтр | Рзаб | ||||||||||
| нефть | вода | уровень, м. | МПа*с | МПа*с | |||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
| 20005 | Стл-3 | 141,71 | 1255,4 | -1107,5 | 2,4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | свабирование |
| 2,51 | 1256,8 | -1108,9 | |||||||||||||||
| 286 | Стл-3 | 139,35 | 1249,6 | 1106,7 | 2,34 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | свабирование |
| 3,51 | 1250,8 | 1107,9 | 800 | ||||||||||||||
| 293 | Стл-3 | 141 | 1262,4 | 1101,3 | 8,51 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | свабирование |
| 2,17 | 1264,6 | 1103,5 | 503 | ||||||||||||||
2.4 Промыслово-геофизические исследования скважин
2.4.1 Объём промыслово-геофизических исследований
Изучение геологического строения и определение величин подсчётных параметров нефтяной залежи Североного поднятия проводилось с привлечением результатов исследования скважины методами промысловой геофизики. Геофизические исследования выполнены стандартным для Татарстана комплексом методов промысловой геофизики. Исследования проводились как с целью общего изучения разреза по стволу скважины (в масштабе 1:500), так и детального (в масштабе 1:200) - в продуктивных интервалах.
Комплекс промыслово - геофизических исследований включает в себя следующие методы:
1.Стандартный электрокаротаж потенциал - зондами с совместной регистрацией кажущихся сопротивлений (КС) и потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), в масштабе 1:200 и 1:500;
Резистивиметрия в масштабе 1: 200 и 1: 500;
Кавернометрия в масштабе 1: 200 и 1: 500;
Микрозондирование (МКЗ двумя установками), в масштабе 1: 200;
5.Боковое каротажное зондирование (БКЗ) пятью подошвенными зондами и одним кровельным градиент - зондом в масштабе 1: 200;
6.Радиоактивный каротаж: нейтронный гамма - каротаж (НТК) и гамма - каротаж (ГК) в масштабе 1: 200 и 1: 500;
Боковой и индукционный каротаж (БК, ИК) в масштабе 1: 200;
Инклинометрия, замеры через 20 м;
Определение высоты подъема цемента (ОЦК) в масштабе 1: 200.
10.Геохимические исследования: газовый каротаж, люминисцентно- битуминологический анализ керна и Шлама, определение физических свойств бурового раствора.
В целом перечисленные методы позволяют провести как качественную оценку разреза, осуществить литологическое расчленение разреза, выделить пласты-коллекторы, провести их корреляцию, так и количественную оценку, т.е. определить эффективную нефтенасыщенную толщину, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности коллектора.
Промыслово-геофизические работы проводились аппаратурой стандартной для объединения "Татнефтегеофизика". Скорости записей всех кривых устанавливались согласно требованиям технических инструкций и соответствующих руководств по проведению промыслово-геофизических исследований в скважинах /6,7/.
2.4.2 Качество промыслово-геофизических материалов
Качество промыслово-геофизических материалов зависит как от соблюдения правил технической инструкции при проведении геофизических замеров, так и от условий проводки скважин, подготовки ее к исследованию, времени проведения каротажа, качества и однородности удельного сопротивления бурового раствора, заполняющего ствол.
Геофизические исследования скважин проводились при окончательном каротаже, после вскрытия проектной глубины и смены промывочной жидкости на глинистый раствор. Сопротивление раствора на котором проводилось исследование разрезов скважин геофизическими методами изменяется от 0,6 до 4,0 омм.
В основном качество промыслово-геофизических материалов удовлетворительное, что позволило выполнить качественную и количественную интерпретацию по всем скважинам /6,7/.
2.4.3 Методика интерпретации данных ГИС
Первоначальная интерпретация геофизических материалов проводилась в в ООО "ТНГ-Групп" ООО "ТНГ-АлГИС" (Елабужский участок).
Залежь нефти на изучаемом поднятии приурочена к тульским отложениям нижнего карбона.
Согласно данным литолого-петрографического анализа терригенные отложения данного месторождения преимущественно порового типа. Методика выделения таких коллекторов и оценка их эффективных толщин осуществлялась по методике, применяемой для терригенного разреза.
При интерпретации привлекались данные описания керна, материалы газового каротажа, люминисцентно-битуминологического анализа керна и шлама, за основу брались данные опробования. Удельное сопротивление Кп терригенных пород-коллекторов определялись по кривым ПК в скважине.
В отложениях тульского горизонта по данным ГИС выделяется два пористо-проницаемых прослоев толщиной 1,0 м и 0,6 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,6 м. Удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенной части пласта варьирует в пределах 6,0 - 8,0 омм (таблица 2.4) /6,7/.
Таблица 2.4 Результаты выделения эффективных толщин и определения подсчетных параметров по скважинам Залесного месторождения
| №скв | Горизонт, пласт | Альтитуда, м | Глубина | Абсолютная отметка |
Нэфф. | Нэфф.нн | УЭС (по ИК) |
Кп (РК) | Кв | Кн (ИК) | Характер насыщения по ГИС | Литология | ||
| верт.попр, м | кровля, м | подошва, м | кровля, м | подошва, м | общ.,м | м | Омм | д.ед. | д.ед | д.ед | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| Тульский горизонт, пласт Стл-3 | ||||||||||||||
| 20005 | Стл-3 | 141,71 | 1255,4 | 1256,8 | -1107,5 | -1108,9 | 1,2 | 1,2 | - | 0,214 | - | 0,72 | нефть | песчаники |
| 2,51 | ||||||||||||||
| 286 | Стл-3 | 139,35 | 1249,6 | 1250,8 | -1106,7 | -1107,9 | 1,4 | 1,4 | - | 0,209 | - | 0,597 | нефть | песчаники |
| 3,51 | ||||||||||||||
| итого по пласту | 2,6 | 2,6 | 0,21 | - | 0,663 | |||||||||
| 293 | Стл-3 | 141 | 1262,4 | 1263,4 | 1101,3 | 1102,3 | 2,2 | 1,0 | - | 0,218 | - | 0,797 | нефть | песчаники |
| 2,17 | 1264,0 | 1264,6 | 1102,9 | 1103,5 | 0,6 | 0,196 | 0,747 | нефть | песчаники | |||||
| итого по пласту | 2,2 | 1,6 | 0,21 | 0,772 | ||||||||||
2.4.4 Определение коэффициента пористости
Коэффициенты пористости рассчитывались по зависимостям, приложенным в стандарте ОАО "Татнефть" "Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов на месторождениях Татарстана" за 1988, 1989 гг.
Для тульского горизонта –
Кп = 
(сцинтиляционные счетчики)
Относительные разностные параметры НТК и ГК (
нгк, гк) определялись по следующей методике:
,
где 
- значение НГК, соответствующее изучаемому пласту;
- значение НГК, соответствующее наиболее плотному карбонатному
пласту в разрезе верхнефранского подъяруса;
- значение НГК, соответсвующее глинам верейского, тульского,
бобриковского, кыновского горизонтов. При расчёте относительной амплитуды нгк во все значения 
нгк вводились поправки за влияние
29-04-2015, 00:38