Cтраница 3
Сеноманские газоносные отложения Уренгойского месторождения, как и большинство месторождений Крайнего Севера, представлены сложным по-лифациальным комплексом прибрежно-морских мелководных отложений в верхней части разреза и отложений приморской аллювиально-дельтовой равнины в его нижней части. Продуктивные отложения на 40 - 85 % сложены проницаемыми породами, отличаются сильной изменчивостью литологиче-ского состава, слоистой неоднородностью, прерывистостью, расчлененностью как по площади, так и по глубине. Результаты лабораторных исследовании кернового материала показывают наличие в песчаных породах множества глинистых прослоев, которые не выделяются методами промысловой геофизики. Отмечаются фациальные замещения и выклинивание песчаных и глинистых пород. [31]
На основании указанных сведений выделяются эксплуатационные объекты, которые подвергаются детальному и углубленному изучению уже на следующем, втором этапе. Основное внимание при этом уделяется изучению структурной характеристики объекта, определению его мощности, установлению положения водо - и газонефтяных контактов в скважинах, определению контуров газонефтеносности и нефтеносности. Уточняются также сведения о физических свойствах продуктивных отложений, главным образом пористости, проницаемости и нефтенасыщенности как начальной, так и остаточной. Для определения перечисленных свойств широко применяются методы промысловой геофизики и лабораторные исследования кернового материала. [32]
Получение достоверных параметров для подсчета запасов объемным методом обычно обусловливает бурение значительного числа разведочных скважин с отбором керна из продуктивных пластов. Для неоднородных, карбонатных и трещиноватых коллекторов определение параметров применяемыми в настоящее время обычными геофизическими методами и по кернам представляет большую трудность. При этом основная трудность состоит в определении эффективных пористости и толщины пласта или их произведения, которое называют коэффициентом емкости коллектора. Как известно, эффективные толщина и пористость определяются для песчаных коллекторов методами промысловой геофизики и лабораторными исследованиями кернов. [33]
Образно говоря, геофизические методы - это комплекс исследований, подобный рентгеновским лучам, который применяют геологи в своей работе. Все геофизические методы изучения недр базируются на различиях физических свойств горных пород. В настоящее время различают методы разведочной, или полевой, геофизики и методы промысловой геофизики. Первые применяются на разных стадиях поисковых работ и ведутся с поверхности земли, вторые используются при разведке и разработке месторождений нефти и газа и ведутся в буровой скважине. [34]
Получение достоверных параметров для подсчета запасов объемным методом обычно обусловливает бурение значительного числа разведочных скважин с отбором керна из продуктивных пластов. Для неоднородных, карбонатных и трещиноватых коллекторов определение параметров применяемыми в настоящее время обычными геофизическими методами и по кернам представляет большую трудность. При этом основная трудность состоит в определении эффективной пористости и эффективной мощности пласта или их произведения, которое мы называем коэффициентом емкости коллектора. Как известно, эффективная мощность и эффективная пористость определяются для песчаных коллекторов методами промысловой геофизики и лабораторными исследованиями кернов. Однако для получения их достоверных значений требуются бурение значительного числа скважин с массовым отбором керна из продуктивных пластов и проведение большого объема промыслово-геофизических исследований. Это сильно удорожает разведочные работы и задерживает ввод месторождения в промышленную разработку. [35]
Одной из причин такого явления можно считать то обстоятельство, что район скважин УКПГ-2 введен в эксплуатацию первым. В течение первых полутора лет разработки добыча газа из месторождения практически осуществлялась на этом участке, что привело к образованию здесь глубокой депрессионной воронки, обусловившей продолжающиеся до настоящего времени внутрипласто-вые перетоки газа вдоль большой оси залежи с севера на юг. Это направление сохранилось и в настоящее время, в результате чего район скважин УКПГ-2 обводняется более интенсивно, чем другие участки месторождения. Сравнительно ( по отношению к другим участкам) большим коэффициентом активности проявления водонапорного режима разработки характеризуется район УКГТГ-8. Изложенное подтверждается и результатами исследований методами промысловой геофизики. Так, максимальный подъем ГВК в районе УКПГ-4, равный только 7 6 м, зафиксирован в скв. [36]