2.1.4 Технологія проведення геофізичних досліджень свердловин, методика і результати комплексної інтерпретації

Продуктивний розріз Луценківського родовища розкривався свердловинами двоколонних конструкцій глибиною 5290 м (св. 3-Луценківська) - 5886 м (св. 4-Луценківська).

Буріння і геофізичні роботи в продуктивній частині розрізу провадилися на промивальному розчині з питомим опором сс= 0,05-0,14 Омм при температурі пласта.

Застосований буровий розчин мав наступні параметри: густина - 1,12-1,5 г/см3 ; в'язкість - 20-100 сек; водовіддача - 5-8 см3/30; вміст піску - 1,5-6 %.

Для покращення якості в розчин добавлялися хімреагенти: ПУЛР, КМЦ, КССБ, гіпан, смолу, нафту, Т-80, графіт, КС1, а для обважнювання його - барит. В процесі буріння добавляли піногасник.

Мінералізація пластових вод в продуктивному розрізі становить 171-228,7 г/л [6]. Пластові води відносяться до хлоркальцієвого типу. Мінералізація пластових вод і питомий опір вивчалися за пробами, які відбиралися під час випробування водоносних об'єктів. ПЕО пластових вод при температурі пласта становить 0,014-0,013 Омм.

Найбільш повно, до 80-100 %, керном охарактеризовано продуктивні частини горизонту в розрізі свердловин 3, 5 і 9, значно менше в свердловинах 2 і 13С, відповідно 10,3 % і 18,5 % від ефективної газонасиченої товщини пласта.

Всього в межах родовища по горизонту В-22н виконано 117 визначень пористості, 90 (газопроникності, 30 залишкової водонасиченості, 61 гранулометричного складу і карбонатності, або 1,7 визначення на 1 м ефективної товщини. При цьому в більшості вивчених розрізів продуктивного горизонту значення фільтраційно-ємнісних параметрів, що відповідають кондиційним колекторам, одержано лише в 50 % вивчених зразків свердловини 2, 3, 4, 5, 13С), а в свердловині 8 всі значення нижчі за прийняті граничні.

Колектори пласта В-23 вивчалися лабораторними методами за зразками з свердловин З, 8, 9 і 13С. Загальний винос керну по горизонту 28,0 м, в т. ч. колекторських різновидностей 14,3 м. В межах ефективної газонасиченої товщини колектори представлені керном в свердловинах 9 і 13С (43,0 % від газонасиченої товщини пласта). В свердловинах З, І8 керн відібрано в межах газонасиченої частини горизонту в кількості 32,5 % і 100 % відповідно, а по свердловині 2 горизонт керном не представлений.

Значна кількість визначень відкритої пористості (54 визн.) зроблена для пласта В-23 по керну свердловини 4-Св сусіднього Свиридівського родовища. З урахуванням цієї кількості всього одержано 73 визначень відкритої пористості, в т. ч. по газонасиченій частині пласта 48 визначень.

Переважна більшість зразків керну в межах як газонасиченої, так і позаконтурної частини покладу, характеризується значеннями колекторських параметрів, що перевищують нижні граничні величини.

Підводячи підсумок розгляду питання висвітленості керном та вивченості колекторів родовища в цілому, слід відзначити, що не зважаючи на достатньо високий винос керну та значне число лабораторних визначень, вивченість колекторів з продуктивної частини не можна віднести до достатньої. Причиною цього, в першу чергу, є відносно невисокий винос керну з газонасичених частин, а також обмежена кількість вивчених зразків керну з кондиційними фільтраційно-ємнісними параметрами.

2.2.3 Будова, літологічні та фільтраційно-ємнісні властивості колекторів

Колектори продуктивного горизонту В-23 Луценківського родовища, як і сусідніх з ним Свиридівського, Мехедівського, Голотовщинського, майже однакові і представлені гранулярними піщано-алевролітовими породами. Вони відносяться до колекторів порового і тріщино-порового типу.

Продуктивний горизонт В-21в підрозділяється на верхню (В-21в1) та нижню (В-21в2) частини. Промислова газоносність його доведена лише в південно-східній частині родовища в свердловині 13С і за ГДС в свердловині 9, а для нижнього підгоризонту В-21в2 вона обмежується лише свердловиною 13С. В контурі покладу горизонт В-21в1 вивчений за його межами - в свердловині 4с. Нижня частина (підгоризонт В-21в2) охарактеризована керном лише в законтурній свердловині № 2.

Ефективна товщина горизонту В-21в1 в свердловині 13С складає 8,4 м і зменшується в більш заглиблених умовах залягання до 1,2-4 м (свердловини 6, 7, 8). Газонасичена товщина горизонту В-21в2 в свердловині 13С складає 7,6 м при загальній його товщині 20 м.

Колектори горизонту В-21в представлені пісковиками світло-сірими до білих, часто цукроподібними, кварцовими за складом, середньо- дрібнозернистими за величиною зерен. Мілкозерниста фракція в гранулярному складі займає 55-60 %. Глинистість пісковиків не більше 6-8 %. Карбонатність 1-5 % за винятком окремих алевролітових різновидностей, де її вміст сягає 17-20 %.

Відламковий матеріал пісковиків складається із зерен кварцу та окремих зерен пелітизованих, частково каолінізованих польових шпатів, кварцитів, слюд та циркону.

Цемент пісковиків кварцево-каолінітовий. Кварцевий цемент конформно-регенераційного типу. Каолінітовий цемент займає по об'єму не більше 5-8 %.

Поровий простір колекторів складають успадковані і розширені за рахунок розчинення кварцу, а також виносу каолініту пори розміром 100-120 мкм, іноді до 150 мкм.

Відкрита пористість порід, за даними лабораторних досліджень, змінюється від 7 до 14,4 %. В продуктивній частині покладу середнє значення пористості 9,7 % (свердловина 13С), абсолютної газопроникності 19,7·10-15 м2, залишкової водонасиченості 10-19 %. Середня пористість за ГДС 10 %.

Коефіцієнт піскуватості змінюється від 0,4-0,68 в продуктивній частині горизонту до 10,15-0,2 в розрізах законтурних свердловин 6, 7, 8. Підгоризонти В-21в1) і В-21в2 між собою розділені перемичкою щільних аргілітів товщиною 5 м.

Горизонт В-22 представляє собою єдиний потужний теригенний комплекс у розрізі ХПа МФГ. В загальній товщі горизонту виділено три самостійні продуктивні горизонти В-22в, В-22с, В-22н, які хоч і мають однотипну літолого-фізичну характеристику колекторів, уособлені за ознакою їх розповсюдження та водо- газонасичення.

Горизонт В-22в представлений малопотужним пластом пісковиків у верхній частині піщано-алеврито-глинистої товщі. Розповсюджений він локалізовано в межах центральної і

північно-східної частин структури і розкритий лише в свердловинах 2 і 7. Його ефективна газонасичена товщина не перевищує 2,4-3,4 м або 20-50% від загальної