Гидродинамические методы исследования на Восточно-Сургутском месторождении

Осложнения и аварии ликвидировались в соответствии с их сложностью, отработанными практикой работ, способами.

В процессе разведочного и доразведочного бурения выявилась почти полная подтверждаемость структурных построений по материалам сейсморазведки. Уточнялись лишь их фрагменты и отчасти глубины залегания маркирующих сейсмогоризонтов.

3.4 Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации данных ГИС и их достоверность

3.4.1 Комплекс промыслово-геофизических исследований скважин

Геофизические исследования в бурящихся скважинах проводились комплексом методов согласно РД-39-4-1063-84 (руководящему документу типового и обязательного комплекса геофизических исследований поисковых и разведочных, а также эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ) (Табл.7.1.).

Геофизические исследования в разведочных скважинах, в основном, выполнялись согласно утвержденному комплексу. Все невыполнения связаны со слабой подготовкой скважин к геофизическим исследованиям, с авариями или другими вескими причинами.

Основные типы геофизических исследований проводились стандартной скважинной аппаратурой, каротажными станциями АКС/Л-1-72, АКС/Л-7-02, подъемниками ПК-2, ПК-4. Геофизические исследования скважин распределяются неравномерно по разрезу скважин: c большей детальностью исследуются интервалы залегания продуктивных отложений и перспективных на нефть и газ горизонтов.

Комплекс добывающих скважин в интервале детальных исследований включает следующие методы: стандартный каротаж, БКЗ, индукционный (ИК), боковой (БК), микробоковой или микрокаротаж, радиоактивный каротаж (ГК, НКТ), инклинометрию, резистивиметрию, термометрию, цементометрию (АКЦ). В комплекс разведочных скважин дополнительно включены акустический и гамма-гамма-плотностной методы.В качестве промывочной жидкости применяется глинистый раствор, приготовленный из глинопорошка. Глинистый раствор имеет следующие параметры:

- удельный вес - 1,12 - 1,22*10 Н/м³;

- вязкость - 20 - 30 с;

- водоотдача - 4 - 5*10³ кг/м³,с.

Стандартный каротаж (КС, ПС)

Стандартный каротаж проводился во всех скважинах в масштабе глубин 1:200 и в одной из скважин куста в масштабе глубин 1:500 с целью литологического расчленения геологического разреза скважин и корреляции пластов. Исследования проводились потенциал-зондом А0,5М6,0N или N11,0M0,5A с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации- ПС. Масштаб записи кривой сопротивлений (КС) -2,5 Омм на 1 см, кривой ПС -12,5 Мв на 1 см, скорость регистрации - 1500-2800 м/час. При записи применялась аппаратура КСП и Э-1.

Таблица 4.4.1

Обязательный комплекс для скважин Западно-Сибирской провинции (пресный раствор)
Условия измерения	Категория скважин
и решаемые задачи	разведочные	эксплуатационные
	по всему разрезу	в перспективных интервалах	по всему разрезу	в продуктивных интервалах
В кондукторе	Контроль цементирования	АКЦ ГТЦ*		АКЦ ГТЦ*
В открытом стволе	Изучение литологии, строения коллекторов	КС,ПС АК** ГГК** КНК ГК	КС,ПС АК** ГГК** КНК ГК МК,МЗ НП**		КС,ПС БМК*** МЗ***
	Определение насыщения, качества		БКЗ ИК БК РЕЗ ИПТ ОПК		БКЗ ИК БК РЕЗ ОПК*4
	Изучение техсостояния скважин	ДС	ДС		ДС***
В обсаженной скважине		ИС		ИС
		ЛМ АКЦ	ЛМ АКЦ	ЛМ АКЦ	АКЦ
	Изучение разреза	Терм ГК	КНК ГК	КНК	КНК

Примечание:

* - Применяется при неоднозначных результатах АКЦ

** - Исследования выполняются в первых 2-3 скважинах разведочной площади.

*** - Проводятся в ачимовской пачке, юрских и палеозойских отложениях, в скважинах с углом наклона не более 15 градусов при наличии малогабаритной аппаратуры.

*4 - Применяются в интервалах с неоднозначной по насыщению геофизической характеристикой на участках, заводненных пресными водами.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ)

БКЗ проводилось в продуктивных интервалах комплектом подошвенных градиент-зондов размерами: АО = 0,45м; АО = 1,05 м; АО = 2,25 м; АО = 4,25 м и одним кровельным - АО = 2,25 м в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи кривых КС -2,5 Омм на 1 см. Скорость регистрации 1500 - 3000 м/час. При записи применялась аппаратура КСП и Э-1.

Индукционный каротаж (ИК)

Индукционный каротаж выполняется в тех же интервалах, что и БКЗ в масштабе глубин 1:200 аппаратурой ПИК-100, ИК-100 и АИК, в масштабе записи проводимости 25 мСим на 1 см, со скоростью регистрации 1600-3200 м/час. ИК в масштабе глубин 1: 200 выполнен во всех скважинах.

Правильность установления масштаба записи и нулевой линии на диаграммах ИК проводилась путем сопоставления значений удельных сопротивлений, определенных по БКЗ, с данными ИК, при этом показания индукционного зонда корректировались: по пластам с известными сопротивлениями уточнялся масштаб записи.

Боковой каротаж (БК)

Замеры БК проведены в скважинах в масштабе глубин 1:200. Масштаб записи кривых логарифмический с модулем 6,25. Скорость записи- 1800 - 2500 м/час. При записи использовалась аппаратура - Э-1, ТБК, АБК.

Микрозондирование (МКЗ)

Микрозондирование выполнялось в вертикально-направленных скважинах градиент-зондом А0,025М0,025N и потенциал-зондом А0,05М в масштабе глубин 1:200. Масштаб измерения сопротивлений - 2,5 Омм на 1 см. Скорость регистрации кривых 800 -1200 м/час. При записи использовалась аппаратура МДО-3.

Микробоковой каротаж (МБК)

Запись микробокового каротажа проводилась аппаратурой МБК. Масштаб сопротивлений - 2,5 Омм на 1 см. Скорость регистрации кривых 800 -1200 м/час.

Радиоактивный каротаж (РК)

Исследования проводились в интервале БКЗ в масштабе глубин 1:200 со скоростью 150-300 м/час и в масштабе 1:500 выше по разрезу со скоростью 500-800 м/час. Масштабы записи кривой ГК от 100 до 900 имп/мин или 0,5-1,0 мкр/час на 1 см, кривой НКТ - 0,2 усл.ед на 1 см или от 430 до 1000 имп/мин на 1 см.

Исследования проводились аппаратурой ДРСТ, ДРСТ-1М, ДРСТ-1СД, РКС-3. Счетчики использовались как газоразрядные типа СНМ-18, СН-4Г, так и сцинтилляционные с кристаллом NаJ, ФЭУ-74.

Применялись источники нейтронов РоВе, РuВе от (5-11)*10⁶ н/сек. Скорость регистрации от 180 до 900 м/час. Постоянная времени интегрирующей ячейки ( ) равна 3 и 6 сек.

Гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГКП)

Исследования ГГКП проводились аппаратурой РГП-2А. Тип источника Сs¹³⁷. Счетчики использовались как газоразрядные типа СНМ-18, СН-4Г, так и сцинтилляционные с кристаллом NаJ, ФЭУ-74. Масштаб записи кривой - 0,1 усл. ед. на 1 см. Скорость регистрации - до 250 м/час.

Акустический каротаж (АК)

Акустический каротаж проведен в масштабе 1:200 в интервале БКЗ. Запись проводилась аппаратурой СПАК-4. Масштаб записи кривых: t₁, t₂, и t - 50, 50, и 20 мкс на 1 см соответственно. Скорость регистрации - 2000 м/час.

Кавернометрия (ДС)

Кавернометрия проводилась в интервале БКЗ в масштабе глубин 1:200 и 1:500 в остальной части ствола скважины. Масштаб записи диаметра скважины 2,0; 5,0 см на 1 см каротажной ленты. Применялась аппаратура СКП-1. Скорость регистрации до 2000 м/час.

Инклинометрия (ИС)

Инклинометрия проводилась во всех скважинах аппаратурой КИТ, с шагом измерения 20 и 50 м.

Резистивиметрия (РЕЗ)

Резистивиметрия проводится с целью определения удельного сопротивления бурового раствора в масштабе глубин 1:200 в интервале детальных исследований. Масштаб записи сопротивления 1 Омм на 1 см, скорость регистрации 2000 - 3000 м/час, применяемая аппаратура КСП, Э-1.

Акустическая цементометрия (АКЦ)

Акустическая цементометрия проводилась с целью определения качества цементажа затрубного пространства. Записывалась временной (Тр) и двумя амплитудными (Ак и Ар) кривыми в масштабе 1:200 и 1:500, аппаратурой АКЦ-1, АКЦ-4, УЗБА со скоростью 1000-2000 м/час. Масштаб записи кривых Тр-50 мкс на 1 см, Ар и Ак-12,5 усл.ед на 1 см.

Объем и качество промыслово-геофизических исследований

Согласно заключениям КИП, в большинстве скважин качество диаграмм хорошее и удовлетворительное. Расчет объема проведенных исследований приведен в процентах от числа скважин, пробуренных на лицензионном участке.

Стандартный каротаж проведен во всех скважинах с целью литологического расчленения геологического разреза скважин и корреляции пластов. Материал хорошего качества в 97% скважин, 3%-удовлетворительного качества.

Боковое каротажное зондирование проведено во всех скважинах. Качество каротажа удовлетворительное: в 9,4% скважин при записи зонда А0,4М0,1N; в 4,7% скважин при записи зонда 2,0М0,5N; в 1,6% скважин при записи зонда 4,0М0,5N. В остальных скважинах качество каротажа хорошее.

Индукционный каротаж проведен во всех скважинах. Материал хорошего качества в 93,7% скважин, удовлетворительного - в 6,3% скважин.

Боковой каротаж проведен во всех скважинах. Качество каротажа хорошее и удовлетворительное(1,6%).

Микрозондирование проведено в разведочных скважинах. Качество записи в основном удовлетворительное. Диаграммы МКЗ использовались для детального расчленения разреза при выделении проницаемых, непроницаемых и плотных пропластков.

Микробоковой каротаж проведен в разведочных скважинах. Диаграммы МБК использовались для расчленения разреза. Так же, как и результаты микрозондирования, кривые МБК для количественной интерпретации не применялись.

Радиоактивный каротаж (ГК и НКТ) проведен во всех скважинах. Материал ГК хорошего качества в 85,9% скважин, удовлетворительного в 12,5% скважин, брак-1,6%. Материал НКТ хорошего качества в 79,6% скважин, удовлетворительного в 14,1% скважин, брак- 6.3%. Неудовлетворительное качество радиометрии скважин обуславливается нестабильностью работы аппаратуры. Исследования ГГКП проведены в одной разведочной скважине (скв. 96). Качество каротажа хорошее.

Инклинометрия проведена во всех скважинах. Качество материала хорошее.

Акустическая цементометрия проведена во всех скважинах. Материал хорошего качества в 97% скважин, 3%- удовлетворительного качества.

Кавернометрия хорошего и удовлетворительного качества.

Наиболее часто не регистрируются кривые кавернометрии и резистивиметрии при большой кривизне ствола скважин .

В основу определения подсчетных параметров по ГИС приняты алгоритмы Восточно- Сургутского месторождения (сургутской части ) из отчета по подсчету запасов, рассмотренного ГКЗ РФ в 1995 году. В отчете / 3 / проведен статистический анализ и обоснование петрофизических зависимостей.В данной работе привлечены дополнительные данные, собственно юганской части, полученные в период с 1982 по 1998 г, одноименные пласты сургутской и юганской частей близки по физико-литологическим свойствам и условиям формирования залежей.

3.4.2 Выделение пластов-коллекторов

Разделение пород в разрезе скважины на коллекторы и неколлекторы проводилось по результатам комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов, данных испытаний и керновых определений. Эффективные толщины по данным ГИС выделяются по качественным признакам подвижности флюида в пласте, установленным по результатам интерпретации, по количественным критериям с применением геофизических параметров ( _{пс, гк} и др.), соответствующих породам с граничными значениями коэффициентов проницаемости и пористости.

Качественные признаки обусловлены проникновением в коллектор фильтрата бурового раствора, приводящим к формированию глинистой корки на границе скважина - коллектор.

К качественным признакам относятся:

- приращение кажущегося сопротивления микропотенциал-зонда над микроградиент-зондом;

- наличие зоны проникновения, устанавливаемое по кривым БКЗ;

- сужение диаметра скважины ( d_с ) по сравнению с номинальным ( d_н ).

По указанным признакам по данным микрозондов, МБК и кавернометрии в каждой скважине выделялись эффективные толщины, плотные и глинистые прослои. Проницаемые разности определялись достаточно уверенно с отбивкой кровли и подошвы с точностью 0.2 метра.

Эффективность использования прямых признаков определяется особенностями разреза, литотипом коллектора, характером среды, заполняющей поровое пространство породы, а также зависит от соблюдения установленной технологии вскрытия пласта, прежде всего - от технологии приготовления и поддержания состава промывочной жидкости. Бурение на промывочной жидкости с низкой коллоидностью и высокой водоотдачей в сочетании с большими репрессиями на пласт в условиях резкой фациальной неоднородности ограничивает возможность выделения коллекторов только по прямым качественным признакам, так, трещинные коллекторы по качественным признакам не выделяются. Из-за низких коллекторских свойств извлечь нефть из некоторых пропластков коллекторов,выделенных по качественным признакам и относящихся к классу проницаемых пород, при современных освоенных методах эксплуатации не всегда возможно.

Выделение пластов коллекторов по количественным признакам основано на следующих предпосылках:

1 - породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов по величине пористости, проницаемости, глинистости, а следовательно, и по связанными с ними значениями геофизических параметров, отражающих эти свойства;

2 - граница между коллекторами и неколлекторами характеризуется граничными (критическими) значениями ФЕС ( К_п, К_пр, К_во ) и связанными с этими свойствами граничными значениями параметров ГИС.

При выделении коллекторов по косвенным количественным признакам используются геофизические параметры, характеризующие пласт в статическом состоянии: его пористость, глинистость, насыщенность флюидами или содержание остаточных флюидов ( остаточной воды или нефти ). Эти параметры связаны с подвижностью флюида косвенно и эффективность использования емкостных характеристик пород для выделения коллекторов зависит от тесноты их связи с динамическими свойствами пласта, которые непосредственно не измеряются. Поэтому разделение пород на коллекторы и неколлекторы по прямым качественным признакам служит опорной информацией для формирования выборки, с помощью которой устанавливаются граничные значения геофизических параметров, необходимые для выделения коллекторов по количественным признакам. Задача выделения коллекторов решается комплексированием результатов интерпретации материалов ГИС по совокупности признаков, характеризующих объект как коллектор.

В разведочных скважинах, а также в эксплуатационных, близких к вертикальным, где проведен полный комплекс ГИС, включающий микрометоды и кавернометрию, выделение в разрезе интервалов коллекторов достаточно надежно по прямым качественным признакам.

В эксплуатационных скважинах с углом наклона ствола более 15 исследования МЗ практически не проводятся, поэтому выделение эффективных толщин по прямым признакам затруднено.

Для выделения коллекторов в разрезах скважин используется параметр _пс, отражающий фильтрационно-емкостные свойства пород

3.5 Объем, методика и результаты опробования, испытания и исследования скважин

В процессе доразведки опробование разведочных скважин производилось по методике- «снизу-вверх». Выбор объектов для испытания осуществлялся по материалам ГИС, данным керна соответственно целям и задачам разведки, возложенным на конкретную скважину. Опробование производилось по общепринятой методике. Перфорация колонны осуществлялась перфораторами ПКС-80, ПК-105, ПР-43 с плотностью отверстий до 20 на один погонный метр. При перфорации колонна заполнялась глинистым раствором или технической водой. После перфорации в скважину спускались насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм. Глубина спуска НКТ в скважину - до середины интервала перфорации, до кровли испытываемого интервала или на 5-6 м выше. Низ НКТ оборудовался фильтром с крестовиной или воронкой.

Вызов притока осуществлялся заменой глинистого раствора на пресную воду. Снижение уровня осуществлялось компрессором АКС-80, АКС-400.

Замеры забойных и пластовых давлений производились глубинными манометрами типа МГГ, МГП-250, МГП-2-250. При замере температуры пласта применялись максимальные ртутные термометры. В процессе испытаний отбирались поверхностные и глубинные пробы нефти и воды.

В большинстве случаев полученные притоки флюидов соответствовали характеру насыщения пласта по ГИС и керну. Подробные результаты опробования скважин приводятся в таблице 4.5.1

4. МЕТОДИКА, ОБЪЕМЫ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ

4.1 Цели и задачи проектируемых работ

По своему геологическому строению продуктивная часть разреза Восточно-Сургутского месторождения весьма сложная и требует дальнейшего детального изучения разведочным бурением.

Так, например, вопреки обычному распределению пластовых флюидов по положительному структурно-тектоническому элементу, а именно, в наиболее приподнятой зоне залегает нефть а на крыльях залежь нефти подстилается пластовой водой, то по пласту ЮС₃ имеет место иная картина.

В приподнятой части моноклинали пласт ЮС₃ водоносен при высоких абсолютных отметках: -2840,2 м (скв.81), -2835,2 м (скв.79), -2858,1 м (скв.41), -2868,2 м (скв.73), и т.д. В тоже время на абсолютных отметках - 2904 и (скв.90), -2955,6 м (скв.96) пласт нефтенасыщен.

Таким образом, при самом скромном подсчете получается, что нефть в пласте ЮС3 залегает ниже воды на 36-120 м. Правда надо отметить, что в скв. 131, расположенной ,казалось бы в водоносной зоне, по ГИС 1,8 м кровельной части пласта (а.о. - 2858 м) нефтенасыщены. Ниже пласт водоносен. Но и в этом случае нефтенасыщенная толщина пласта ниже водоносной по многим скважинам.

Объяснение этому, видимо, одно - наличие литологических экранов внутри тела пласта. Экранами могут служить как зоны полного замещения коллекторов глинистыми осадками, так и участки резкого снижения фильтрационных свойств коллекторов за счет литолого-минералогических факторов.

Тем не менее все эти нюансы оставляют определенный резерв еще не открытых залежей нефти в пласте ЮС₃, приуроченных к локальным положительным структурам, осложняющим Восточно-Сургутскую моноклиналь в пределах лицензионного блока ОАО «ЮНГ».

К таким локальным поднятиям ( флексурам, структурным носам, брахиантиклиналям) ожидается приуроченность залежей нефти и пласта ЮС₁. Собственно, это залежи вскрытые в районе скважин 1265р, 36р (участок ОПЭ), в районе скважин 28р, 131эксп., в районе скв. 90р,1269р. По материалам подсчета запасов 1982 г. ГКЗ утверждены запасы нефти категории С2 по залежи района скважины 66. Кроме того были утверждены запасы нефти по категории С2 в районе скв. 56 ( приложение № 6 ).

Оперативная оценка запасов категории С3 по пластам ЮС₃ и ЮС₁ (табл.5.1.1) свидетельствует о целесообразности их перевода в промышленные категории. Следует отметить, что на балансе ВГФ по пласту ЮС₁ по нескольким участкам ( приложение №3) числятся запасы нефти категории С₃ ( таблица 1.1). В результате оперативной оценки запасов нефти категории С₃ на основе переинтерпретированных материалов сейсморазведки с учетом результатов глубокого бурения получилось, что ранее выделенные перспективные участки несколько расширились и запасы по ним как-бы поглотились вновь оцененными ( приложение№ 2). Так что к ранее имевшимся запасам категории С₃ плюсовать новые не следует. Выявились и новые перспективные участки. Безусловно требуют реализации числящиеся на балансе ВГФ запасы нефти категории С₂ в районе скважины 90р., где проектируется бурение двух разведочных скважин (приложение№ 3).

Ожидается прирост извлекаемых запасов категории С₃ по пласту ЮС₃ в количестве 1097.7 тыс.т., по пласту ЮС₁ -4208 тыс.т. Но если учесть коэффициент подтверждаемости запасов категории С3, который для верхнеюрских отложений (пласт ЮС₁) по расчетам СибНИИНП составляет 0.4, то ожидаемый суммарный прирост запасов по этому обьекту составит 1683 тыс.т. Для отложений пласта ЮС₃ коэффициент подтверждаемости запасов категории С3 не расчитывался. Поэтому количество прироста запасов категории С₃ по пласту ЮС₃ можно принять согласно подсчета по категории С3, что составит 828 тыс.т. Это так сказать теоретические предпосылки. В целом же, суммарно по двум обьектам ( пласты ЮС₁ и ЮС₃ ), опоискованию подлежат извлекаемые запасы категории С₃ в количестве 5036 тыс.т. К ним следует добавить запасы категории С₂ пласта ЮС₁ в районе скважины 90р. в количестве 471 тыс. т.

Прирост запасов нефти промышленных категорий по Восточно-Сургутскому месторождению положительно скажется, с одной стороны, на состоянии сырьевой базы ОАО «ЮНГ», с другой - послужит стимулом к дальнейшему промышленному освоению месторождения.

Проведение доразведочных работ на отложения пласта ЮС₃ позволит «транзитом» оценить перспективы нефтеносности и обеспечить прирост запасов по пласту ЮС₁. Более того, будет получена дополнительная информация по геологическому строению, петрофизике, характеру насыщения, добывным возможностям, гидродинамике, физико-химическим свойствам нефтей и т.д. пласта ЮС₂. Не исключено, что в пределах восточной половины площади лицензионного блока в отложениях пласта ЮС₂ могут иметь место промышленные скопления углеводородов.

Если же учесть, что отдельные участки месторождения находятся в опытно-промышленной эксплуатации и в нефтепромысловом отношении обустроены, то поэтапный ввод в разработку основной по площади и запасам залежи нефти пласта ЮС₂ и приращиваемых запасов по пластам ЮС₃ и ЮС₁ в известной мере в технико-экономическом отношении менее затратно.

Все это в совокупности не вызывает сомнений в необходимости продолжения доразведки Восточно-Сургутского месторождения.

В процессе проведения доразведочных работ и по их завершении настоящим проектом становится ряд требований и решение конкретных задач.

Основными требованиями являются: строгое соблюдение технических проектов на строительство разведочных скважин. Особое внимание должно быть обращено на соблюдение условий вскрытия продуктивной части геологического разреза, отбору керна, выполнению всего комплекса ГИС, качественному испытанию и опробованию выделенных объектов как в открытом стволе, так и в колонне, качественному отбору глубинных и поверхностных проб флюидов. При испытании выделенных объектов - снятию всех гидродинамических параметров. Соблюдение всех мероприятий по охране недр, природы, окружающей среды.

Конкретно по продуктивным пластам необходимо решение следующих задач:

Пласты ЮС₃ и ЮС₁.

уточнение геологического строения и структурно-тектонического плана юрских отложений;

выяснение характера насыщения и петрофизических свойств пород-коллекторов;

установление гидродинамических параметров открытых залежей;

определение типа залежей, их контуров, положение ВНК;

качественный отбор проб пластовых флюидов для определения их физико-химических свойств;

геометритизация открытых залежей и оценка запасов категорий С1 и С2;

оценка добывных возможностей открытых залежей.

По пласту ЮС₂.

уточнение геологического строения и геологической неоднородности пласта;

выявление характера насыщения и петрофизических свойств коллекторов пласта восточной части площади;

уточнение гидродинамических параметров залежи;

уточнение положения ВНК;

уточнение добывных возможностей залежи;

качественный отбор керна и проб пластовых и поверхностных флюидов для уточнения

петрофизических свойств пород-коллекторов и физико-химических свойств пластовых флюидов;

получение дополнительной геолого-промысловой информации для составления технологической схемы разработки залежи пласта ЮС₂.

Ожидается, что по завершении работ согласно проекта прирост запасов нефти по пласту ЮС₃ составит по категории С1-828 тыс.т. По пласту ЮС₁ прирост запасов нефти по категории С1 составит-1683тыс.т.

Соотношение запасов на момент доразведки приведено в таблице №1.1.

При оценке надежности запасов нефти категории С3 по пластам ЮС₃ и ЮС₁ в основу были положены структурно-тектонические, литологические и петрофизические факторы коллекторов этих отложений, а так же то, что в них уже открыты промышленные скопления углеводородов, часть из которых по пластам ЮС₂ и ЮС₁ введена в ОПЭ.

Все подсчетные параметры (эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициенты открытой пористости, нефтенасыщенности, плотность нефти, пересчетный коэффициент и коэффициент нефтеотдачи) брались по аналогии с параметрами уже открытых залежей соответствующих пластов, запасы нефти по которым утверждены ГКЗ (1982 г.). По ряду параметров для пласта ЮС₁ (коэффициент нефтенасыщенности, коэффициент извлечения) производилась корректировка по данным ОПЭ. Эта корректировка согласовывалась с геолкомом ХМАО при составлении планов ГРР. Площадь предполагаемых новых залежей определялась авторами проекта общеизвестными методами по соответствующим структурным картам с учетом ВНК по близко расположенным разведочным скважинам или уже открытым ранее залежам. Для пласта ЮС₁ по структурной карте кровли георгиевской свиты (подошва баженовской свиты, отражающий горизонт «Б»), построенной по материалам переинтерпретации сейсморазведки и разведочного бурения (Минченков Н.Н., СибНИИНП, 1998 г.).

Поскольку глинистая перемычка между пластами ЮС₃ и ЮС₂ составляет 4-15 м( реже более), то структурный план по этим отложениям практически идентичен. Ввиду последнего при оценке запасов возможных новых залежей пласта ЮС₃ авторы использовали структурную карту по кровле пласта ЮС₂ отождествляемую с отражающим горизонтом «Т», и построенную по материалам переинтерпретации сейсморазведки с учетом данных разведочного бурения (Минченков Н.Н. СибНИИНП).

Целесообразно это и с тех позиций , что в данном случае в полной мере реализуются материалы сейсморазведки по кровле пласта ЮС₂ (кровля тюменской свиты). По кровле же пласта ЮС₃ такой возможности нет.

Погрешность в количественной оценке запасов категории С3 по перспективным участкам пласта ЮС₃ по параметру площади при таком подходе крайне низка и по сути дела не имеет принципиального значения.

Принимаемые подсчетные параметры по прогнозируемым залежам пластов ЮС₁ и ЮС₃ приведены в табл. 5.1.1.

Для пояснения, ранее в разделе 4.6 приведена информация по изученности подсчетных параметров залежей нефти по керну.

Задачей опытно-промышленной эксплуатации залежи нефти пласта ЮС₁ района скв. 36р, 1265р является добыча нефти и получение нефтепромысловой и технологической информации, наработанные оптимальные варианты которых могут быть применены на других новых залежах пласта.

Залежь введена в разработку в 1986 г. Общий эксплуатационный фонд (включая водозабор) на 01.01.99 - 40 скважин. Действующий фонд - 30 скважин. Накопленная добыча на эту дату составила 1272 тыс. тонн.

Залежь нефти плата ЮС₂ района скважины 38р введена в ОПЭ в 1984 году. Общий эксплуатационный фонд составляет 23 скважины, действующий на 01.01.99 г. - 6 скважин. Накопленная добыча на эту дату 114 тыс. тонн.

Задачей ОПЭ пласта ЮС₂ является добыча нефти и определение добывных возможностей залежи в целом, экономической рентабельности разработки залежи, наработка нефтепромысловых и технологических мероприятий по увеличению нефтеотдачи коллекторов пласта и распространение их оптимальных вариантов на всю площадь залежи.

В целом эта информация должна послужить отправной точкой составления технологической схемы разработки залежи пласта ЮС₂.

4.2 Обоснование этажей разведки

В геологическом разрезе Восточно-Сургутского месторождения нефти промышленно-нефтеносными являются верхне-среднеюрские отложения. Они представляют собой единый литолого-стратиграфический и нефтегазоносный комплекс, имеющий общую региональную покрышку - аргиллиты баженовской свиты верхней юры. Таким образом, верхне- среднеюрский нефтегазоносный комплекс выделяется в единый этаж разведки, на который проектируется бурение всех разведочных скважин. По вертикали толщина этажа, включая глинистые перемычки и покрышку, порядка 110-140 м. Базисным горизонтом разведки служат отложения пласта ЮС₃.

4.3 Система размещения скважин

За основу размещения проектируемых к бурению скважин принята структурная карта по кровле георгиевской свиты (приложение № 2 ).

В своем прямом понимании в проекте принимается профильная система размещения скважин. В то же время для оценки перспектив нефтеносности локальных, малых по размерам куполов или локальных структур типа структурный нос, флексура, брахиантиклинальная складка, седловина сочленяющая положительные структуры проектируется бурение единичных скважин. Но и они в сочетании с ранее пробуренными разведочными скважинами формируют профильную систему.

Проектирование отдельно выносимых скважин принципиально важно при оценке перспектив нефтеносности отложений пласта ЮС₃. Выше говорилось о его весьма своеобразном насыщении пластовыми флюидами (нефть-вода). С этой целью и проектируется обособленное (точечное) бурение разведочных скважин.

Всего планируется бурение десяти разведочных скважин, из которых две зависимые. Из восьми первоочередных разведочных скважин пять были в разные года утверждены геолкомом ХМАО к годовым планом ГРР (скв.№№ 1268, 1270, 1271, 1273, 1274). Вновь проектируются три первоочередные скважины (№№ 1272, 1275, 1279) и две зависимые (№№1280, 1281). . В строительстве находится ранее утвержденная скв.№ 1268.

Очередность бурения и окончание строительства проектируемых разведочных скважин определяется производственными возможностями ОАО «ЮНГ».

Можно лишь рекомендовать в качестве первоочередного западный участок площади лицензионного блока. Это скважины №№ 1274, 1273, 1275, 1272.

Основой для определения точек заложения проектных разведочных скважин служили имеющиеся сведения о нефтеносности юрского терригенного комплекса, и, как отмечалось в разделе 3.2. «Тектоника», структурные карты по отражающим горизонтам «Б» и «Т» ( приложения № 2,4 ).

Заложение скважин № 1273, 1274 проектируется на юго-западном участке площади месторождения, где по данным сейсморазведки и глубокого поисково-разведочного бурения отрисовывается брахиантиклинальная складка широтного простирания с пережимом в своей средней части (приложение № 2 ).

На южной периклинали складки в 2 км на юго-юго-запад от проектной скважины 1273 пробурена скважина 90р , которой вскрыты нефтенасыщенные по ГИС песчаники пласта ЮС₂ и залежи нефти в отложениях пластов ЮС₃ и ЮС₁.

На северной периклинали складки в 2.7 км на северо-восток от проектной скважины 1274 пробурена скв.80р, вскрывшая 1.2 м нефтенасыщенных песчаников пласта ЮС2.

Заложение проектных скважин 1272 и 1275 проектируется в пределах структурного носа южнее проектных скважин 1273, 1274. (приложения № 2-5 ). На юго-восточном крыле этой структуры в 3 км на юго-восток от проектной скважины 1272 и в 3 км на северо-восток от проектной скв. 1275 пробурена скв. 96р вскрывшая залежь нефти в пласте ЮС₃.

Местоположение разведочной скв. 1271 приходится на свод локального купола в юго-восточной части площади. Последний, по всей вероятности, осложняет юго-западное окончание сложной по морфологии брахиантиклинальной складки (приложение № 2-5 ). На севере этой складки в пределах локального куполовидного поднятия, осложняющего ее, находится в ОПЭ залежь нефти пласта ЮС₁.

Скважина 1279 проектируется бурением в центральной части рассматриваемой складки в 2,2 км на восток-северо-восток от проектной скв. 1271. Севернее проектной скважины в 1,7 км находится эксплуатационный участок пласта ЮС1.

Строящаяся разведочная скважина 1268 находится почти в центральной части лицензионного блока в присводовой части локального купола (Приложение 2-5 ).

Ранее утвержденная разведочная скважина 1270 запроектирована на северо-востоке площади в пределах локального поднятия, осложняющего брахиантиклинальную складку, простирающуюся с юго-запада на северо-восток (Приложение 2-5 ).

Две зависимые проектные скважины 1280 и 1281 закладываются по простиранию складки в 2,5 км на юго-запад и в 1.8 км на северо-восток от скв. 1270 соответственно.

Основные геологические задачи всех проектируемых к бурению разведочных скважин едины, т.к. вскрывают единый базисный горизонт разведки. Это уточнение геологического строения мезо-кайнозойского осадочного чехла, его тектоники, уточнение деталей структурно-тектонического строения перспективных юрских отложений, их литологического состава, петрофизики, выяснение характера насыщения пород-коллекторов юрских отложений, уточнение геологического строения неокома, т.к. его перспективы окончательно не закрыты, открытие новых залежей нефти в юрских отложениях, отработка скважин на различных режимах, определение положения ВНК для каждой залежи каждого горизонта, изучение гидродинамики залежей и их добывных возможностей, оценка величины запасов категории С1 по открытым залежам, получение исходной информации для решения вопроса об эксплуатации открытых залежей.

Конечно, в задачу проектируемых разведочных скважин, входят и вопросы нефтепромысловой геологии предыдущих разделов.

Поскольку геологические задачи для всех проектируемых разведочных скважин едины, этаж нефтеносности и базисный горизонт едины, проектное расположение их в структурно-тектоническом отношении близкое, то и проектная глубина близка. Это 3100 м. Но в зависимости от конкретной геолого-тектонической ситуации при бурении той или иной скважины глубина ее может уточняться геологической службой ОАО «ЮНГ» не превышая 100 м в ту или иную сторону.

Проектными горизонтами определяются отложения пласов ЮС₁, ЮС₂, ЮС₃ верхней-средней юры.

4.4 Обоснование типовой конструкции скважин

Конструкция скважины принимается в зависимости от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных отложений, а так же продуктивных характеристик пластов, подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проводки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважин. Для этого строится совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород, и гидростатического давления столба промывочной жидкости.

В таблице 5.5.1 приводятся данные для построения графика.

Градиенты пластового давления и давления гидроразрыва пород

Таблица 5.5.1

Индекс	Интервал	Градиент
стратиграфического подразделения	от	до	пластового давления атм/м	гидроразрыва пород атм/м
Q-P2/2	0	560	1.0	2.0
P2/2-К2	560	1030	1.0	2.0
К2-К1	1030	1985	1.01	1.7
К1- J3-J1	1985	3060	1.02	1.6

При разработке конструкциии скважин приняты во внимание следующие горно-геологические особенности разреза:

Проектная глубина скважин: 2900 - 3060м.

Многолентнемёрзлых пород в разрезе нет.

Люлинворская свита залегает в интервале 470 - 690м.

Газонасыщенных интервалов в разрезе нет.

Нефтенасыщенные интервалы залегают в интервале глубин 2350 - 3010м.

Пластовые давления по всему разрезу близки к гидростатическому.

Максимальная забойная темтература - 94⁰.

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, для предотвращения размыва устья скважины и соединения с циркуляционной системой спускается направление. Кроме того, установка направления является дополнительной мерой защиты пресных вод от загрязнения в случае недоподъёма цементного раствора до устья за кондуктором. Глубина спуска направления -30 м. Направление цементируется до устья.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, для установки на устье противовыбросового оборудования, а так же для подвески технической колонны в скважину спускается кондуктор.

Неустойчивые пески с прослоями глин, склонные к обвалу, залегают в интервале 0-560 м. Но глубина спуска кондуктора с перекрытием этого интервала, как показывает опыт эксплуатации скважин в регионе, является недостаточной.

В случаях аварий с обсадными колоннами в нагнетательных скважинах и, как результат аварий, прорыва в интервал люлинворских глин нагнетаемых вод, глины разбухают, плывут и сминают обсадные колонны близрасположенных скважин. Достаточно часто повторяющиеся осложнения подобного рода привели к решению изменения типовой конструкции скважин. Приказом Гостехнадзора Тюменского округа Российской Федерации №31 от 04.11.92г. предписано во всех скважинах, независимо от назначения (кроме сеноманских) кондуктором перекрывать люлинворские глины.

Настоящим проектом предусматривается спуск кондуктора на глубину 20 м. ниже подошвы люлинворской свиты. Глубина спуска кондуктора определяется для каждой конкретной скважины индивидуально. Высота подъёма цемента за кондуктором - до устья.

Ввиду отсутствия факторов, осложняющих процесс бурения, конструкция скважин принимается одноколонной. Эксплуатационная колонна спускается на проектную глубину и цементируется до устья. Проектная глубина спуска колонн - на 50м. глубже подошвы последнего нефтеносного горизонта.

Сводные данные по типовой конструкции скважин

Таблица 5.5.2

№ п/п	Наименование колонны	Диаметр колонны мм	Глубина от	спуска до	Марка стали	Высота подъема цемента за колонной
1	направление	323.9	30	0		до устья
2	кондуктор	244.5	710	0	ГОСТ-632-80	до устья
4	эксплуатационная	146.1	3060	0	марка стали "Д"	до устья

4.6 Характеристика промывочной жидкости

Для проводки ствола скважины и предотвращения осложнений и нефтегазопроявлений применяется промывочная жидкость соответствующего качества, которая способна создавать необходимое противодавление на пласт, предупреждая выбросы и открытое фонтанирование, образовывать и поддерживать на стенках скважины достаточно плотную и прочную глинистую корку, обладать минимально допустимой вязкостью, качественно очищать забой скважины от разбуриваемой породы.

Тип промывочной жидкости, материалы и реагенты, применяемые для её приготовления, интервалы обработки раствора проектировались с учётом требований "Технологического регламента АО "Юганскнефтегаз"", 1994 г.

Первый интервал обработки бурового раствора привязывается к глубине спуска кондуктора. Основной особенностью этого интервала является наличие неустойчивых, склонных к осыпям и обвалам пород, поэтому бурение проводится с промывкой химически обработанным буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и высокую плотность. В то же время, в этом интервале имеются высокопроницаемые, поглощающие пески, поэтому раствор должен обладать достаточной вязкостью и начальным напряжением сдвига.

Для бурения под кондуктор предусматривается приготовление промывочной жидкости из глинопорошка, при возможности допускается использование готового глинистого раствора, оставшегося после бурения других скважин.

При бурении из под кондуктора в разрезе преобладают глины монтмориллонитового ряда, что вызывает интенсивную наработку естественного глинистого раствора с повышенным содержанием коллоидной фракции.

Поэтому бурение под эксплуатационную колонну осуществляется на использованном для бурения под кондуктор буровом растворе, который разбавляется технической водой до плотности 1.05г/см³ и дообрабатывается реагентами в соответствии с проектными параметрами и приведёнными в регламенте рецептурами.

С глубиной содержание глин снижается, в нижних горизонтах преобладают песчаники и аргиллиты. В интервале алымской и нижней части покурской свит преобладание уплотненных аргиллитов, содержащих монтмориллонит становится столь значительным, что вызывает необходимость выделения этого интервала в отдельный интервал обработки бурового раствора. Аргиллиты под действием промывочной жидкости и её фильтрата набухают, сужая ствол скважины, что приводит к затяжкам, посадкам и часто к прихватам инструмента. Поэтому, с ростом глубины рекомендуется увеличение предельного напряжения сдвига и снижение водоотдачи раствора. Для проводки скважин на месторождениях АО "Юганскнефтегаз" рекомендуются следующие рецептуры буровых растворов:

1. На основе карбоксиметилцеллюлозы КМЦ-600 (700), гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-10.

2. Полимерглинистые растворы на основе импортных акриловых полимеров (типа сайпан, дк-дрилл, сайдрил).

В качестве основной рецептуры бурового раствора рекомендуется рецептура №1, так как она обеспечивает более качественное вскрытие продуктивного пласта сравнительно с рецептурой на базе акриловых полимеров (особенно для коллекторов с низкой проницаемостью). Контроль над качеством промывочной жидкости и доведение её до необходимых параметров должен выполняться в процессе проводки скважин, в соответствии с геолого-техническим нарядом на бурение скважин, особенно при вскрытии продуктивных отложений, а также перед производством каротажных работ. Параметры, рекомендуемые для проводки скважин на глинистом растворе, приведены в таблице 5.6.1.

Характеристика промывочной жидкости

Таблица 5.6.1

Интервалы м	Тип промывочной жидкости	Параметры промывочной жидкости	Наименование химреагентов
от	до		плот ность г/см3	вяз кость Па*сек сек	СНС мгс/см2 через 1 мин 10мин	водоот дача см3/30 мин	РН	содержание песка %
1	2	3	4	5	6 7	8	9	10	11
0	710	глин. р-р.	1.16-1.18	20-24 30-35	15	25	8-6	7-8	1.5-2	глинопорошок (ПМБА), КМЦ-600, гипан, сиб-эст
710	1030	глин. р-р.	1.05-1.08	1 - 4 15-20	0-5	0-10	10-8	7-8	1	КМЦ-600, ГКЖ-10 сиб-эст(графит)
1030	1700	естественный глин.р-р.	1.08-1.12	4 - 8 20-25	0-7	10-15	8-6	7-8	1	КМЦ-600, ГКЖ-10, сиб-эст(графит)
1700	2310	естественный глин.р-р.	1.12-1.14	4 - 8 20-25	5-10	10-15	8-6	7-8	1	КМЦ-600, ГКЖ-10, сиб-эст (графит)
2310	2850	естественный глин. р-р.	1.15	6 - 10 25-27	10-15	10-15	6-4	7-8	1	КМЦ-600, ГКЖ-10, сиб-эст (графит)
2850	3060	естественный глин. р-р.	1.15	6 - 10 25-27	10	15	5-4	7-8	1	КМЦ-600, ГКЖ-10, сиб-эст(графит)

4.7 Оборудование устья скважины

На кондуктор и промежуточную колонну, при бурениии ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки(п.2.9.1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности).

Типоразмер противовыбросового оборудования подбирается согласно ожидаемым давлениям и планируемой кострукции скважины. Диаметр проходного отверстия превенторов, из которых состоит это оборудование, должен допускать спуск через него долот для бурения, прохожение колонны обсадных труб; рабочее давление превенторов должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность.

Характеристики рекомендуемого устьевого оборудования приведены в таблице 5.7.1.

Оборудование устья скважины

Таблица 5.7.1

Тип(марка) противовыбросового оборудования	Рабочее давление МПа	Ожидаемое устьевое давление МПа	Узлы оборудования	Диаметр колонн на которые устанавли вается об-ние.
1. Противовыбросовое оборудование ОП5- 280 X21	21.0	4.8	превентор плашечный ПП- 280 X21- 1 шт. превентор кольцевой (универсальный) ПК-280X21 - 1 шт.	245
2. Колонная головка ОКК1-210-146X245	21.0	4.8		245+ 146
3. Противовыбросовое оборудование для перфорации (с переходной катушкой) ПМТ-125X21	21.0	4.8		146
4. Фонтанная арматура АФК3-65 X21	21.0	4.8		146

Примечание: оборудование устья скважины в проекте приведено в соответствии со "Схемой обвязки устья скважины", согласованной с местными органами РГТИ и ПФВЧ , утверждённой главным инженером АО "ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ"

4.8 Комплекс геолого-геофизических исследований

4.8.1 Отбор керна и шлама

Для изучения литолого-петрографических разреза, физических свойств коллекторов и их нефтенасыщенности в разведочных скважинах планируется отбор керна.

Интералы отбора керна в проектных скважинах намечались по структурным картам по кровле продуктивных горизонтов, построеннным согласно схем корреляции, и данным сейсморазведки. В баженовской свите керн предполагается отбирать в подошвенной части отложений.

Интервалы отбора керна, внесённые в таблицу 5.8.1.1, даны с учётом проектной альтитуды скважин.

Все интервалы, намеченные для отбора керна в продуктивных пластах должны обязательно уточнятся по данным промежуточного каротажа. При отборе керна обязательно присутствие геологической службы УБР.

Керн отбирается комплектом “Недра”с бурением на глинистом растворе. С точки зрения отбора керна породы разреза трудности не представляют.

Трудности возникают на этапе выноса отобранного керна. При подъёме бурильной колонны с керном не должно быть рывков или ударов, это может привести к потере отобранного образца породы. С целью улучшения выноса из баженовских отложений рекомендуется уменьшить интервал одного долбления с отбором керна до 5 метров.

Отобранный керн укладывается в специальные ящики в строгой последовательности в порядке возростания глубины и описывается. Нефтенасыщенные образцы керна выборочно должны быть герметизированы с помощью парафина.После проведения окончательного каротажа производится привязка керна по глубинам, после чего он направляется на лабораторные исследования. Планируемый объём отбора керна для более полного освещения разреза приводится в таблице.

Отбор керна

Таблица 5.8.1.1

№ скв.	Возраст отложений	Интервалы отбора керна	Проходка с керном	Категория пород по трудности отбора керна
		Абсолютные отм. м.	Глубины м.	м.
		от	до	от	до
1268	К1(БС10) J3(ЮС1) J1-2(ЮС2)	2335 2815 2870	2350 2830 2885	2375 2860 2920	2390 2875 2935	15 15 15	С С С
всего: м.; от общей проходки - 1,51 от перспективной части разреза - 7,03
1269	К1(БС10) J3(ЮС1) J1-2(ЮС2)	2390 2855 2880	2405 2870 2895	2430 2825 2900	2445 2840 2915	15 15 15	С С С
всего: м.; от общей проходки - 1,52 от перспективной части разреза - 8,3
1270	К1(БС10) J3(ЮС1) J1-2(ЮС2)	2350 2875 2950	2365 2885 2965	2390 2915 2990	2405 2930 3005	15 15 15	С С С
всего: м.; от общей проходки - 1,47 от перспективной части разреза - 6,7
1271	К1(БС10) J3(ЮС1) J1-2(ЮС2)	2380 2870 2920	2395 2885 2935	2420 2913 2965	2435 2927 2980	15 15 15	С С С
всего: м.; от общей проходки - 1,48 от перспективной части разреза -7,3
1273, 1274	К1(БС10) J3(ЮС1) J1-2(ЮС2)	2360 2815 2880	2375 2830 2895	2400 2855 2920	2415 2870 2935	15 15 15	С С С
всего: м.; от общей проходки - 1,51 от перспективной части разреза - 7,6

Примечание: при строительстве каждой скважины интервалы отбора керна уточняются геологической службой НГДУ и УБР.

Шлам и грунты отбираются на усмотрение геологической службы, но для исключения пропусков нефтенасыщенных пластов при бурении рекомендуется проведение ГТИ с отбором и анализом шлама на содержание углеводородов во всём перспективном интервале.

4.8.2 Геофизические и геохимические исследования

Проектируемый комплекс ГИС состоит из основных методов ГИС, обязательных для исполнения в каждой разведочной скважине и дополнительных. Дополнительные методы привлекаются для решения частных геологических или технических задач для изучения разреза.

Настоящим проектом регламентируются общие исследования в масштабе 1:500 и детальные исследования в масштабе 1:200. Общие исследования проводятся по всему стволу скважины с целью изучения геологического разреза и выделения перспективных интервалов для постановки детальных ГИС. Детальные исследования масштаба 1:200 проводятся в выявленных или предполагаемых перспективных интервалах разреза для решения литологического расчленения, выделения коллекторов, определения фильтрационно-ёмкостных свойств, обеспечения привязки интервалов отбора керна и перфорации, характеристики ствола скважины. Каротаж в масштабе 1:200 проводится сразу из-под подошвы алымской свиты.

Для решения специальных задач (наклонометрия, гамма-спектрометрия и другие методы) дополнительно к масштабам исследований 1:500 и 1:200 применяется более крупный масштаб - 1:50.

Отличительная особенность проектируемого комплекса ГИС заключается в следующем:

1. В связи с отсутствием отработанных методик и совершенных технических средств, волновой диэлектрический каротаж (ВДК), который в технологическом регламенте указан как основной, переводится в разряд дополнительных.

2. В качестве дополнительного, включен метод высокочастотного электрического каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) для определения удельного электрического сопротивления прослоев малой толщины (менее 4 м.) т.к. анализ существующего комплекса ГИС показывает, что применение метода БКЗ для этой цели неэффективно.