Введение 5
Глава 1. Общие сведения о месторождении 7
1.1 Физико-географический очерк 7
1.2 Геолого-геофизическая изученность 8
1.3 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика 14
1.4 Структурно-тектоническое строение 19
1.5 Нефтеносность 31
Г лава 2. Методика проведения работ 32
2.1 Объем проведенных геофизических исследований скважин 32
2.2 Техника и методика проведения работ 38
2.3 Качество промыслово-геофизических материалов 41
Глава 3. Методика интерпретации 42
3.1 Интерпретация промыслово-геофизических материалов 42
Глава 4. Результаты 44
Заключение 57
Список использованных источников 58
Геофизические исследования скважин (ГИС) - это методы геологического и технического документирования проходки скважин, основанные на изучении в них различных геофизических полей. Такое понимание ГИС привело к созданию самостоятельной научно-прикладной отрасли геофизики, которую иногда называют каротаж, или промысловая геофизика[1].
В более широком смысле ГИС - не только документирование результатов бурения с радиусом обследования до 1-2 м, но и изучение околоскважинных пространств путем исследования полей в скважинах, а также между ними и земной поверхностью при дальности в десятки и сотни метров. Интенсивное применение ГИС позволяет более эффективно организовывать разведку и эксплуатацию месторождений. Они обеспечивают резкое сокращение отбора образцов при бурении (керна), давая даже больше информации о разрезе, чем при сплошном отборе керна, сокращая при этом стоимость и время бурения[1].
Основная цель ГИС заключается в оказании помощи геологам в изучении геологического разреза скважины и строения месторождения при подсчете запасов и контроле за разработкой месторождения. В практике каротажа для различных скважинных условий и различных нефтегазоносных, рудных и угольных провинций установились определенные комплексы геофизических исследований скважин (ГИС). Комплексы ГИС решают следующие основные задачи:
1. Литологическое расчленение разреза скважины
2. Корреляция разрезов скважин
3. Выделение пластов полезного ископаемого и оценка его содержания
4. Получения параметров, необходимых для подсчета запасов месторождения
5. Контроль за разработкой месторождения по данным геофизических измерений в эксплуатационных скважинах[10].
По физическим свойствам горных пород, определяемым в результате исследования в скважинах, возможно не только непосредственное получение той или иной геологической информации, но и интерпретация данных полевой геофизики[1].
При геофизических исследованиях в скважинах используются те же поля и методы, применяемые и в полевой геофизике. Однако между ними имеются существенные различия, которые определяются специфическими условиями технологии работ в скважинах. Для изучения разрезов скважин применяются электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные, гравиметрические методы. Измеряемые в скважинах с помощью датчиков те или иные параметры физических полей преобразуются в электрические сигналы, которые по кабелю подаются в так называемые каротажные станции. В них они автоматически регистрируются при подъеме кабеля с глубинным прибором и датчиком поля, производимом со скоростью от 200 до 5000 м/ч.
Эффективность скважиной геофизики очень велика, особенно в нефтяной и структурной геологии, где бурение всех скважин сопровождается проведением геофизических исследований. Широко применяются они при поисках рудных и нерудных ископаемых. При инженерно - гидрогеологических исследованиях скважинными геофизическими методами изучаются пористость, обводненность, фильтрационные свойства пород и, наряду с отбором керна, производится геологическое документирование разрезов [1].
Работа посвящена изучению карбонатных коллекторов. Рассчитывались пористость-трещинная и матричная, коэффициенты насыщения и глинистости, а также нефтенасыщенность.
В ходе работы были изучены свойства карбонатных коллекторов турнейского яруса. Проводилась обработка акустического каротажа и нейтронного гамма-каротажа. Рассчитывались коэффициенты общей пористости и трещинной пористости, глинистости, проницаемости, а также нефтенасыщенность, и построив диаграммы, были сделаны выводы о содержании и количестве в трещине карбонатного коллектора нефти. Максимальная нефтенасыщенность составляет около 75%. Результатом интерпретации было построение диаграмм соотношения и их интерпретация.
В работе представлены карбонаты сложного состава и определенной зависимости величины трещинной пористости в составе общей пористости нет, так как трещины образуются в результате тектонических процессов, а матричная пористость образуется в результате седиментации.
