Геологический анализ Вишанского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Общие сведения о месторождении

Вишанское нефтяное месторождение расположено на территории Октябрьского и Светлогорского районов Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими промышленными центрами являются г. Светлогорск, расположенный в 30 км к северо-востоку, г. Мозырь - 63 км южнее, г. Речица - 75 км юго-восточнее и г. Гомель - в 109 км на юго-восток.

В пяти км северо-западнее месторождения проходит железная дорога г.г. Октябрьский - Бобруйск, а в 16 км юго-восточнее - Жлобин - Калинковичи. Хорошо развита сеть шоссейных дорог. Вблизи проходит нефтепровод “Дружба”.

В орографическом отношении Вишанское нефтяное месторождение расположено в восточной части Полесской низменности, представляющей собой заболоченную, залесенную равнину с хорошо развитой речной сетью. Непосредственно на территории месторождения протекают реки Тремля и Виша - притоки Припяти.

Климат района умеренно-континентальный, влажный. Среднегодовая температура воздуха +7о С. Среднегодовое количество осадков 600 мм.

В экономическом отношении район в основном сельскохозяйственный. Промышленность развита в городах, где имеются предприятия пищевой, мебельной, текстильной, химической промышленности и др.

Энергоснабжение района осуществлятся по ЛЭП от Василевичской ГРЭС, закольцованной в общую энергосистему РБ. Топливной базой ГРЭС служит попутный газ Осташковичского, Речицкого и других нефтяных месторождений.

Сбор и транспортировка нефти осуществляется по трубопроводам через УПН в нефтепровод “Дружба”. От нефтепровода снабжается сырьем Новополоцкий и Мозырский нефтеперерабатывающие заводы. Попутный газ утилизируется на Белорусском ГПЗ в г. Речица.

На Вишанской структуре с 1950 г. осуществлялся комплекс детальных сейсмических исследований. По их данным в 1962-1964 г.г. пробурена параметрическая скв. 1, полностью вскрывшая весь осадочный комплекс пород и кристаллический фундамент на 6,1 м.

Структурно-поисковое бурение на Вишанской площади не проводилось.

К глубокому разведочному бурению Вишанская структура подготовлена комплексом геофизических исследований МОВ и КМПВ, проводившихся по 1966 г.

В декабре 1967 г. при совместном опробовании воронежских-семилукских отложений испытателем пластов в процессе бурения скв. 2 впервые на Вишанской площади был получен промышленный приток нефти.

Поисково-разводочные работы осуществлялись Мозырской КРБ и Речицкой НРЭГБ треста “Белнефтегазразведка” Управления Геологии при СМ БССР.

К настоящему времени в пределах Вишанской площади пробурено 96 скважин. Опробования и испытания скважин проводились конторой испытания разведочных скважин (КИРС). Промыслово-геофизическое обслуживание скважин обеспечивается Гомельской Промыслово-геофизической экспедицией (г. Мозырь) и Речицкой промыслово-геофизической партией (г. Речица).

Впервые запасы нефти в отложениях верхнего девона Вишанского месторождения (воронежская, семилукско-бурегская и саргаевская залежи) были подсчитаны Тематической партией треста “Белнефтегазразведка” и утверждены ГКЗ 26 мая 1971 г.

В 1982 г. ГКЗ утверждает запасы нефти Вишанского месторождения, пересчитанные “УкрГИПРОНИИнефть” по состоянию на 1.01.82 г.

С 1983 г. подсолевая залежь Вишанского месторождения (залежи воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов представлены как единый объект разработки) разрабатывается в соответствии с “Проектом разработки…”, который составлен на основе запасов нефти, утвержденных ГКЗ в 1982 г.

В 1990 г. на баланс ПО “Белоруснефть” были приняты оперативно подсчитанные запасы нефти западной межсолевой залежи Вишанского месторождения.

В 1996 г. - приняты на баланс оперативные запасы нефти восточной межсолевой залежи.

В 1993 г. институтом “БелНИПИнефть” составлен проект пробной эксплуатации межсолевой и ланской залежей Вишанского месторождения.

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с “Программой добычи нефти по месторождениям ПО “Белоруснефть” на 2000-2003 г.г. Вишанское месторождение”.

В данной работе приводится методика подсчета запасов нефти на примере семилукской и воронежской залежей Вишанского месторождения.

2. Литолого-петрофизическое описание продуктивных отложений

Вишанское месторождение относится к Речицко-Вишанской зоне нефтегазонакопления Припятского прогиба. Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами елецко-задонского, воронежского, речицкого, семилукского, саргаевского горизонтов и терригенным коллектором ланского горизонта.

На Вишанской площади пробурены 1 параметрическая, 4 поисковых, 18 разведочных и 75 зксплуатационных скважин. Нефтеносность установлена при бурении на кернах, по таким признакам, как выпоты нефти на свежем изломе, в трещинах и кавернах, нефтяной запах; по промыслово-геофизическим данным; по результатам опробований пластоиспытателями и испытаний в колонне.

Воронежская залежь.

Залежь воронежского горизонта в контуре нефтеносности вскрыта 76 скважинами.

Раздельно в колонне горизонт испытан в 32 скважинах.

Фонтанные притоки безводной нефти зафиксированы в 3 скважинах с дебитами от 46 147 т/сут. В остальных скважинах с помощью ЭЦН получены нефть или нефть с пластовой водой с дебитами от 0.03 до 284 т/сут. при обводненности от следов до 99%. Получена также пластовая вода, вода с пленкой нефти. В одной скв. нет приемистости.

Пластоиспытателем в процессе бурения воронежские отложения испытаны в 17 скв. Из них притоки не получены в 7 скв.. Притоки нефти получены в 6 скв. дебитами от 1,2 до 175 м3/сут. В 2 скв. получили разгазированный раствор; 2 скв. на поверхности дали буровой раствор с пленками нефти.

Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, реже доломитизированные известняки. По площади распределены неравномерно, в ряде скважин вообще отсутствует (см. карту изопехит). Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участками литологически, а также контуром нефтеносности (-2860 м).

Размеры залежи 18,9 км х 2,7 км х 0,4 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 м до 29,5 м. Пористость - от 0,040 до 0,125, нефтенасыщенность - от 0,654 до 0,890.

Семилукская залежь.

Залежь семилукского горизонта вскрыта теми же скважинами, что и воронежская.

Раздельно в колонне отложения испытаны в 11 скв. В 2 получены фонтанные притоки безводной нефти дебитами 100 и более м3/сут. В шести скв. с помощью ЭЦН получены притоки нефти и нефти с водой. Максимальная обводненность продукции в скважине 80 - 97%. В одной скв. получена пластовая вода с пленкой и сгустками очень вязкой нефти. Одна скв. испытана на приемистость: одна введена под нагнетание на семилукский горизонт с приемистостью 500 м3/сут.; в одной скв. приемистость отсутствует.

Пластоиспытателем в процессе бурения семилукские отложения опробованы в пяти скв. В одной скв. получен приток нефти дебитом 22 м3/сут.; в двух скв. приток не получен; в одной скв. - пластовая вода с нефтью дебитом 358 м3/сут.; в скв. 109 - техническая вода.

Наличие коллекторов в семилукском горизонте в случаях совместных испытаний с другими горизонтами подтверждено ГИС.

Коллекторами нефти в семилукском горизонте являются преимущественно доломиты, в незначительном количестве известняки. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участок скв.109 - литологически, а также единым для подсолевых залежей контуром нефтеносности (-2860 м).

Размеры залежи: 18,5 км х 2,5 км х 0,3 км.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,4 м до 29,6 м Пористость - от 0,036 до 0,149, нефтенасыщенность - от 0,630 до 0,906. В скв. 109 коллектор отсутствует.

Обоснование ВНК

На основании всей имеющейся информации положение ВНК по залежам определен следующим образом.

Для подсолевых залежей Вишанского месторождения утвержден единый ВНК на абс. отметке -2860 м.

3. Геологическое строение района и месторождения

Стратиграфия.

В геологическом строении Вишанского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и мощная осадочная толща верхнепротерозойских, палеозойских, мезозойских и кайнозойских пород.

Кристаллический фундамент вскрыт несколькими скважинами. Представлен гранитами мелко- и среднекристаллическими темно-серыми с красноватым оттенком.

Максимальная вскрытая толщина 134,7 м (скв. 7).

Глубина залегания фундамента 3474,0-3831,0 м.

В осадочном чехле относительно региональных соленосных отложений выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхнесоленосные (галитовая и глинисто-галитовая ) и надсолевая.

Подсолевая терригенная толща включает отложения верхнепротерозойской эратемы (PR2) и девонской системы палеозойской эратемы (PZ) в составе витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов (D12vtb+pr, nr, D22st, D13ln). Залегают отложения несогласно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически представлены песчаниками от крупнозернистых до мелкозернистых с прослоями глин и мергелей, аргиллитами, глинами, алевролитами.

Окраска пород темно-серая, зеленовато-серая.

Толщина терригенной толщи 534,8 м (скв.1) - 208 м (скв. 6).

Ланские отложения в пределах Вишанской структуры являются промышленно нефтеносными.

Подсолевая карбонатная толща в составе саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского горизонтов согласно залегает на поверхности ланских отложений подсолевой терригенной толщи. К этой части разреза во всем Припятском прогибе приурочены промышленные скопления нефти. На Вишанской площади нефтеносными являются воронежский, семилукский и саргаевский горизонты.

Отложения саргаевского горизонта (D13 sr) залегают согласно на ланских. Нижняя часть разреза преимущественно глинистая. Сложена доломитами плотными, глинистыми, кавернозными и трещиноватыми, часто ангидритизированными; встречаются глинистые известняки, ангидриты, а также тонкие прослои доломитовых мергелей и глин. Вверху залегают породы с преобладанием карбонатной составляющей - это доломиты, доломитизированные известняки, известковистые доломиты. По порам, кавернам и трещинам сильно доломитизированных известняков и доломитов - примазки и капельные выпоты нефти.

Средняя толщина отложений 41,6 м.

Семилукские отложения (D13sm) в основании разреза сложены карбонатными и глинисто-карбонатными породами. Это в основном доломиты, изредка доломитизированные известняки и известковистые доломиты с тонкими невыдержанными прослоями доломитовых глин и мергелей. Вверху разреза залегают более чистые вторичные доломиты местами с линзовидными прослоями глинистых пород. По порам, кавернам и трещинам - битуминозное вещество, пирит, ангидрит, нефть, иногда каменная соль. Отмечены стилолитовые швы, выполненные черным глинистым веществом. Верхняя часть семилукских отложений эродирована.

Семилукский горизонт является основным нефтеносным горизонтом Вишанского месторождения.

Толщина отложений 25,7 м в среднем.

Отложения речицкого горизонта (D13rch) залегают несогласно на семилукских отложениях и представлены доломитами, доломитовыми мергелями и глинами серыми с маломощными прослоями глинистых или доломитизированных известняков, доломитов и ангидритов.

Средняя толщина горизонта 5,9 м.

Воронежский горизонт (D13vr) сложен преимущественно доломитами, реже доломитизированными известняками серых тонов, мелко- и тонкозернистыми, массивными, крепкими, участками кавернозными, трещиноватыми, со стилолитами. Трещины и каверны заполнены нефтью или ангидритом, пиритом, каменной солью, глинистым материалом.

Толщина горизонта в среднем 29 м.

Завершают разрез подсолевой карбонатной толщи кустовницкие слои евлановского горизонта (D13ev,kst). Отложения являются “переходной” пачкой между подсолевой и нижнесоленосной толщами. Литологически представлены чередующимися глинами, ангидритами, глинистыми известняками, доломитами.

Толщина кустовницких слоев 50 м в среднем.

Нижнесоленосная толща представлена евлановским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами (D13lv+ev,an). В основном это каменная соль с многочисленными несолевыми прослоями известняков, ангидритов, доломитов. В основании толщи - переслаивающиеся глинистые, карбонатно-сульфатные и терригенные породы с прослоями каменной соли.

Нижняя соленосная толща имеет повсеместное распространение, толщина изменяется от 6 м до 334 м.

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов залегает на ливенских отложениях.

Домановичский горизонт (D13dm) представлен темно-серыми мергелями с прослоями известняков, ангидритов, глин.

Отложения задонского горизонта (D23zd) несогласно залегают на домановичских. Представлены преимущественно известняками, доломитами с незначительными прослоями мергелей и глин. Породы крепкие, пористые, кавернозные, трещиноватые, с признаками нефти. По трещинам встречается кальцит и доломит.

Породы елецкого горизонта (D23el) несогласно залегают на задонских и представлены доломитами, известняками серыми с прослоями ангидритов.

Петриковские отложения (D23ptr) несогласно залегают на поверхности елецких и завершают разрез межсолевой толщи, Литологически представлены известняками доломитистыми, мергелями глинистыми.

На Вишанском месторождении межсолевые отложения нефтеносны.

Средняя толщина межсолевых отложений 250 м.

Галитовая и глинисто-галитовая верхнесоленосные толщи включают отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижние слои полесского горизонтов и несогласно перекрывают межсолевые отложения. Иногда этот комплекс пород залегает на поверхности нижней соли.

Внизу в толще каменной соли встречается мелкие несолевые прослои мергеля, известняка, ангидрита, доломита, глины. В верхней части преобладают глинисто-карбонатные породы с прослоями каменной соли.

Надсолевая толща сложена верхнеполесскими отложениями, отложениями каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы, триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Представлена карбонатно-глинистыми и терригенными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками и доломитами; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками; ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом.

Общая средняя толщина надсолевых отложений 655 м

Тектоника.

В тектоническом отношении Вишанское месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в пределах Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий.

Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

Речицко-Вишанская зона приразломных поднятий ограничена с юга региональным разломом субширотного простирания.

Формирование кристаллического фундамента Припятского прогиба относится к герцинскому этапу складчатости. В связи с ограниченным количеством данных строение фундамента в пределах Вишанской структуры (вскрыт лишь в пяти скважинах: 1,4,6,7,8) изучено слабо. Предположительно имеет сложное блоково-ступенчатое строение с субширотными зонами разломов, характерных для всех структур данной структурно-тектонической зоны.

Толща осадочных пород Вишанской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по своему строению разделяется на три крупных структурных комплекса (яруса): нижний, средний и верхний.

Нижний комплекс соответствует платформенному этапу развития Припятского прогиба и включает в себя подсолевые, нижнесоленосные и межсолевые отложения. Структурный план его в основном совпадает со строением поверхности фундамента и имеет преимущественно моноклинально-блоковые формы залегания с малоамплитудными разрывными нарушениями.

На юге и юго-западе Вишанская структура осложнена Речицким региональным разломом, представляющим собой зону сбросов различной амплитуды от нескольких десятков метров до 800 м. То есть, между южной опущенной и северной приподнятой частью структуры прослеживается зона мелких блоков, образованная сетью продольных, а также поперечных малоамплитудных нарушений. Падение плоскостей сбрасывателей около 75-800.

Ступенчато-сбросовая зона Речицкого регионального разлома в пределах Вишанской структуры подтверждается бурением ряда скважин - 4, 6, 8, 19, 43, 56, 65, 73.

В морфологическом плане нижний структурный ярус Вишанской структуры представляет собой моноклиналь, погружающуюся в север - северо - восточном направлении под углом 6-80, простирание пород запад - юго - западное по азимуту 1100.

Средний структурный комплекс, соответствующий авлакогеновому этапу развития Птипятского прогиба, слагают нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная и надсолевая толщи, а также каменноугольные отложения. В формировании пород комплекса большая роль принадлежит соляной тектонике. Поэтому они в значительной степени дислоцированы. В ряде мест в пределах Вишанской площади локальные соляные структуры образуют поднятия.

Структурные планы нижней соленосной и межсолевой толщ значительно отличаются от строения поверхности подсолевых отложений. Проявление соляного тектогенеза привело к образованию в ливенской соли в приразломной и надразломной зонах слабовыраженных

поднятий, проявившихся увеличением толщины ливенской толщи. Далее на северо-восток нижнесоленосные отложения повторяют строение поверхности подсолевых отложений.

По поверхности межсолевых пород Вишанская структура представляет собой асимметричную брахиантиклиналь с крутым южным крылом и пологим северным. Ось складки ундулирует, образуя два свода: западный в районе скв.76, 101, 126, 127, 200; восточный в районе скв.60, 80, 115, 116, 121, 123, 203. В приосевой части брахиантиклинали прослеживается зона отсутствия межсолевых отложений, что подтверждается результатами бурения целого ряда скважин.

Верхний структурный комплекс состоит из пермских, триасовых, юрских, меловых и кайнозойских отложений. Первоначальное залегание пород верхнего яруса мало нарушено. Тектонические движения этого этапа - позднеплатформенного - не вызвали изменений в горизонтальном залегании пород.

4. Гидрогеологическая характеристика месторождения

В описании гидрогеологической характеристики Вишанского месторождения использовались данные анализов проб подземных вод, полученных в процессе опробования и испытания пластов, выполненные в лабораториях БелНИГРИ, ВНИИнефть, треста Белнефтегазразведка, БелНИПИнефть.

Как и во всем Припятском прогибе, здесь наблюдается вертикальная зональность подземных вод. Выделяются три гидродинамические зоны: активного, замедленного и весьма замедленного водообмена.

По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

В свою очередь, гидрогеологические этажи делятся на водоносные комплексы.

Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:

- верхний надсолевой водоносный комплекс мезокайнозойских отложений;

- нижний надсолевой водоносный комплекс пермских, каменноугольных, верхнедевонских отложений.

Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:

водоносный комплекс межсолевых отложений,

- водоносный комплекс подсолевых отложений.

Верхний надсолевой водоносный комплекс объединяет отложения от антропогеновых до триасовых включительно и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Водовмещающие породы представлены песками, алевролитами (четвертичные, палеогеновые отложения); трещиноватым мелом, (меловые отложения), песчаниками (юрские отложения); трещиноватыми кавернозными известняками, слабосцементированными песчаниками (триасовые отложения). Средняя толщина комплекса составляет 250 м.

Подземные воды комплекса относятся к зоне активного водообмена. Воды пресные с минерализацией до 1г/л гидрокарбонатно-натриевого и хлоридно-натриевого типа по классификации В.А. Сулина. Микроэлементы в водах отсутствуют. Пластовые температуры изменяются от 8 до 20оС. Воды широко используются населением для питьевых и технических нужд.

Подстилающими породами описываемого комплекса являются преимущественно красноцветные глины с прослоями доломитовых мергелей пермского возраста. Средняя толщина комплекса составляет 100 м.

Нижний надсолевой гидрогеологический комплекс является переходным от зоны ак-

тивного к зоне замедленного водообмена и включает каменноугольные и девонские (верхнеполесские) отложения. Средняя толщина 400 м.

Водовмещающими породами являются известняки и песчаники, залегающие на глубинах 222-334 м, при средней толщине комплекса 400 м. На Вишанском месторождении эти отложения опробованы в скв.4 на геохимические поиски. Дебиты достигают 1,68 м3/сут. при динамическом уровне 340 м. Воды соленые, хлоридно-магниевого типа с минерализацией 9,7 г/л. По гидрогеологическим условиям в надсолевом комплексе структура гидрогеологически раскрытая Температура в этой части разреза изменяется от 18,7оС до 35о.

Нижним водоупором служат соленосные отложения глинисто-галитовой - галитовой верхнесоленосных толщ.

Водоносный комплекс межсолевых отложений находится в зоне весьма замедленного водообмена с отсутствием внешних и внутренних областей питания и перемещения рассолов. Водовмещающими породами являются известняки и доломиты. Глубина залегания комплекса 2352-2795 м, средняя толщина 340 м.

Описываемый комплекс опробовался в скважинах 5, 7, 18, 19.

Водообильность ежсолвго комплекса различна и зависит от коллекторских свойств водовмещающих пород. Дебиты меняются от 54,3м3/сут. до 465 м3/сут.

Пластовая температура, определенная по графику изменения температуры с глубиной, составляет в среднем 54,7оС.

Начальное пластовое давление увеличивается с глубиной и изменяется в пределах 31,9 - 33,7 МПа.

По химическому составу описываемые воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого, хлоридно-натриевого типа (по Сулину) с общей минерализацией 342, 5-362,0 г/л. Содержание магния не превышает 10 %-экв. Воды характерезуются небольшим содержанием сульфатов: 100-620 мг/л (ср.360) и высокой концентрацией брома: 1748-3340 (сред. 2544,5) мг/л; иода: 20-50 (сред. 35) мг/л; аммония 510-730 (сред.615)мг/л. Высокая степень гидрогеологической закрытости и метаморфизации вод подтверждается значениями коррелятивных показателей: Na/Cl- 0,24-0,42; SO4*100/Cl - 0,03-0,21; (Cl-Na)/Mg - 5,2-15,6 (сред. 10,6).

Углерод органический в водорастворенном веществе составляет 2,16 мг/л, азот общий-0,81 мг/л, фенолы - 4,51 мг/л. Растворенный в водах межсолевых отложениях газ имет углеводородный состав.

Нижним водоупором служит евлановско-ливенская соленосная толща, отделяющая комплекс от подсолевых отложений.

Водоносный комплекс подсолевых отложений включает карбонатную (саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский, нижнеевлановский горизонты) и терригенную (верхнепротерозойский, витебский, наровский, старооскольский и ланский горизонты) подсолевые толщи и относится к зоне затрудненного водообмена. Глубина залегания комплекса 3090-3692 м, средняя толщина 200 м.

Водовмещающими являются в основном карбонатные и терригенные породы, представленные известняками и доломитами, в нижней части комплекса - песчаниками крупнозернистыми до мелкозернистых, алевролитами.

Отобрано 26 проб воды по 12-ти скважинам (2, 5, 7, 11, 14, 17, 18, 19, 66, 83, 95, 105) из карбонатной части и одна проба по скважине 3 из терригенной. Дебиты воды от 1,25 м3/сут. до 120,0 м3/сут.

Пластовые температуры, определенные по графику изменения температуры с глубиной, изменяются от 61 до 71 оС.

Пластовое давление увеличивается с глубиной и изменяется в пределах 35,0- 37,7 МПа. Емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов следующие:

Воды подсолевого комплекса являются рассолами с минерализацией 319,4-387,4 г/л. По химическому составу описываемые воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого типа (по Сулину).

В их составе отмечается преобладание катионов Са над Nа. Воды содержат невысокую концентрацию сульфатов, которая изменяется в пределах 53-518 (средн, 285,5) мг/л. Отмечается высокое содержание иода - 5,9-39 (сред. 22,5) мг/л, брома - 892,4-5328, (сред. 3110,2) мг/л, аммония-21-806 (сред. 413,5) мг/л.

Общая минерализация составляет от 320,5 до 511 г/л.

Значения коррелятивных показателей Na/Cl - 0,1-0,45 (сред. 0.275); Cl/Br - 46,2-92,9 (сред. 69,5) указывают на высокую степень метаморфизации, характерную для вод зоны затрудненного водообмена. Это подтверждается также низким значением коэффициента сульфатности SO4*100/Cl - 0,02-0,19 (сред. 0.11).

В водорастворенной органике содержание углерода органического составляет 0,7-3,86 мг/л, фенолов - 1,88-6,01 мг/л, азота общего - 0,14-0,406 мг/л.

Подсолевые отложения подстилаются породами кристаллического фундамента.

нефтегазосодержащий литологический каротажный

5. Расчленение литологического разреза

Карбонатные породы характеризуются, как правило высокими сопротивлениями (сотни и даже тысячи Ом/метр) у плотных пород с низкими сопротивлениями (десятки Ом/метр) у трещиноватых и обводнённых.На диаграмме гамма каротажа карбонатные породы характеризуются низкими значениями интенсивности гамма излучений , а на диаграммах нейтронных методов - повышенными у сухих пород и пониженными - у трещиноватых и обводнённых.Они отличаются высокими скоростями распространения упругих волн.

Естественное гамма - излучение песчаников невелико, а вторичное гамма - излучение сравнительно больше. У сцементированных песчаников сопротивление достигает сотен Ом/метр.

Глины отличаются на каротажных диаграммах низкими сопротивлениями (1-50 Ом/м). Гамма - излучение у глин выше, чем у всех других осадочных пород. На диаграммах нейтронных методов глины отличаются минимумами тем большими, чем больше их пористость и влагонасыщенность.

Важным этапом интерпретации каротажных диаграмм является разделение коллекторов на водосодержащие и нефтегазосодержащие. Водонасыщенные, особенно минерализованными водами, породы отличаются минимумами кажущегося сопротивления, повышенными значениями гамма - излучения (за счёт содержания хлора в воде), повышенными скоростями распространения и малым затуханием упругих волн по сравнению с теми же породами, но сухими.

Размещено на Allbest.ru

...