Геологическое обоснование доразведки Южно-Узеньского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИМЕНИ Н.Г.ЧЕРНЫШЕВСКОГО

Курсовая работа

Геологическое обоснование доразведки Южно-Узеньского месторождения

студента 4 курса

геологического факультета

группы №411

Корнуха Дмитрия Олеговича

Научный руководитель

кандидат геол.-мин.наук, доцент

Л.А. Коробова

Саратов, 2013



Оглавление

Введение

1. История геолого геофизического изучения

2. Геологические особенности строения территории

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.2 Тектоническое строение

3. Нефтеносность

4. Геологическое обоснование доразведки месторождения

Заключение

Сообщение к выступлению

Список использованных источников



Введение

Объектом изучения в курсовой работе является Южно-Узеньское месторождение. Оно является сложным по строению и расположено в Питерском и Новоузенском районах Саратовской области, на территории Карпенского лицензионного участка. Данный район является слабо изученным в геологическом отношении, поэтому получение новой информации для этого региона очень актуально (рис.1).

Впервые Узеньская структура, расположенная в Саратовском Заволжье, была выявлена в 1965 году с помощью сейсморазведки методом отраженных волн. Скважины 40 Питерская и 1,2 Узеньские, пробуренные в 1967 году на приподнятом северном блоке, открыли залежь нефти в триасовых отложениях Узеньского месторождения. В 1967 году в пределах южного опущенного блока данной структуры были пробурены разведочные скважины 9,25 Питерские и 4с Узеньская. Из скважины 9 Питерской был получен промышленный приток нефти. В 2007 году на Узеньской площади силами геофизической экспедиции ОАО «Волгограднефтегеофизика» были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ 3Д(36 кв. км). По результатам работ были выданы рекомендации на бурение скважин в пределах южного опущенного блока.

В 2008 году на Узеньской площади в пределах южного опущенного блока были пробурены скважины глубокого бурения 3,4 Узеньские из которых были получены промышленные притоки нефти из нижнеальбских и аптских отложений. Дебит скважины №4 составил по данным на 2008 год, около 645 т/сутки. Было открыто Южно-Узеньское месторождение на опущенном блоке.

Геологическое строение месторождения сложное, на территории отмечаются тектонические нарушения и литологические экраны (фациальное замещение). Месторождение находится в пределах Северо-Прикаспийской нефтегазоносной области и по тектоническому строению приурочено к области развития солянокупольной тектоники.

На этой территории в отложениях верхней юры и триаса до настоящего времени выявлены месторождения: Таловское, Старшиновское - газовые и Куриловское, Узеньское - нефтяные.

В настоящее время на Южно-Узеньском месторождении пробурены 3 скважины, давшие промышленные притоки нефти. Запасы углеводородов аптских и нижнеальбских продуктивных горизонтов оцениваются, как и по категории С1, так и по С2. Скважины расположены неравномерно, в основном в западной части и включены в разработку месторождения. Восточная часть месторождения является недоизученной.

Целью данной курсовой работы является геологическое обоснование доразведки нижнемеловых залежей.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

ь Сбор и анализ геолого-геофизического материала

ь Анализ геологического строения и нефтеносности аптских и нижнеальбских продуктивных отложений

ь Уточнение графических приложений (профильного разреза)

ь Выработка рекомендаций по доразведке нижнеальбской и аптской залежей

Данная территория относится к Сыртовой равнине, осложненной увалами и бессточными впадинами. Колебание отметок рельефа 5-30м

Абсолютные отметки 47-77м выше уровня моря. На северо-востоке и востоке, в непосредственной близости к территории изучения, протекает река Большой Узень в южном направлении.

Среднегодовая температура плюс 5,6 градусов. Лето жаркое с температурой до плюс 40°С. Зима малоснежная, морозная с температурой до минус 40°С. Средняя температура июля плюс 20°С, средняя температура января минус 15°С. Количество осадков в среднем до 260 мм в год. Преобладают слабые, умеренные ветра. Летом нередки суховеи. Глубина промерзания почвы 1.6м Лесная растительность встречается только в поймах рек. Типчаково-ковыльная степь сохранилась лишь вдоль балок, прудов и речек, травостой высыхает в конце июня начале июля.

Ближайший населенный пункт поселок сельского типа Малый Узень в 12,5км к юго-западу, районный центр г. Новоузенск расположен в 22,5км к юго-востоку, г. Саратов - областной центр удален на 220км к северо-западу от территории исследования. Грунтовые и полевые дороги соединяют на северо-востоке изучаемую площадь с автотрассой областного значения Саратов-Александров Гай -15км. На юго-западе в 10км от изучаемой территории находиться ж/д ст. Малоузенск.

Другие полезные ископаемые отсутствуют, изучаемая территория стройматериалами не обеспечена.



Глава 1. История геолого-геофизического изучения территории

Узеньская структура находится в южной части Саратовского Заволжья. Первые сведения о геологическом строении территории были получены в результате маршрутных наблюдений в 19351940гг. Проведение в это время и в последующие годы геолого-съемочных работ с составлением геологических карт района сдерживалось значительной толщиной (150м и более) плащеобразно залегающих неоген четвертичных отложений. Поэтому в региональном изучении данного района на первом этапе в 1940-1950гг. решающая роль принадлежала геофизическим методам

В 1949-1959 гг. (Железняков B.C., Шванк О.А.) была выполнена гравиметрическая съемка масштаба 1:200000. Эти работы позволили спрогнозировать наличие солянокупольных структур и наметить границы Прикаспийской впадины. Последующие электроразведочные работы (ДЭЗ, БЭЗ, ЗС) масштаба 1:500 000 и 1:1 000 000, структурное бурение (1956-1966 гг.) и сейсморазведка КМПВ-МПОВ (1963-1968 гг.) подтвердили развитие соляных куполов и гряд, а так же отметили большие глубины (5000 м и более) залегания подсолевых отложений.

В последующие годы (1971-1972 гг.) некоторые площади были покрыты высокоточной гравиметрической съемкой масштаба 1:25000 (Железняков B.C., Александров В.И.). По данным гравиразведки были сделаны выводы о наличии крупных горстов в фундаменте и соответствующих им поднятий подсолевого ложа, в пределах которых глубина залегания значительно меньше, чем считалось ранее.

Аэромагнитная съемка проводилась в 1973 г. В результате проведенных работ были составлены карты аномального поля в изолиниях AT, масштаба 1:100000 и сводная карта масштаба 1:200000 сечением 10 Гамм. Составленная карта магнитного поля Саратовского Поволжья (графики ?Та) с крупным вертикальным масштабом графиков 20 Гамм в 1 см позволила составить карту современного рельефа кристаллического фундамента. Отмечено общее погружение рельефа фундамента в южном и юго-восточном направлении от 2-3 до 11 км

В результате аэромагнитной съёмки масштаба 1:200000 и 1:50000 (Мавричев В.Г., 1976г., 1991г.) намечены и прослежены элементы разрывной тектоники, выявлены структурные особенности осадочного чехла. Отмечена связь аномалий магнитного поля с тектоникой региона.

Составленные по данным MOB структурные карты позволили оценить характер распространения соляных тел и условия залегания надсолевой толщи. В 1955-1974гг. подготовлен ряд надсолевых структур. На некоторых из них проведено поисковое и разведочное бурение.

В начале 80-х годов в связи с открытием Карачаганакского месторождения возрос интерес к подсолевым отложениям во внутренней части прибортовой зоны Прикаспийской впадины.

В конце 80-х и в 90-е годы проводились переинтерпретация и обобщение материалов сейсморазведки. Выделенные выступы и приподнятые зоны стали объектами детальных и поисковых работ. С 1989 года СГЭ НВНИИГТ проводились региональные геофизические работы комплексом сейсморазведки МОГТ, электроразведки ЗСБ и МТЗ в пределах северной части Прикаспийской впадины с целью изучения геоструктуры подсолевых и надсолевых комплексов пород.

Сейсморазведочными партиями треста «Саратовнефтегеофизика» и Саратовской геофизической экспедиции НВНИИГГ с 1973 года по 1989 год в пределах южной части Саратовского Заволжья было отработано около 4000 пог. км МОГТ. месторождение геологический тектонический нефтеносность

Обобщение и переинтерпретация материалов МОГТ и бурения проводились неоднократно и многими исследователями[3].

С 1996 г. по 2002 г. работы в районе Карпенского участка, куда входит Узеньская площадь, проводились ЗАО «Лукойл-Саратов» и «Саратовнефтедобыча».

Данные компании за период 1996-2001 гг. отработали более 1740пог. км сейсмических профилей МОГТ, выполнили электроразведочные работы в объёме 595 пог.км. Все работы проектировались и велись с целью подготовки перспективных на УВ объектов по подсолевым отложениям. Кроме подсолевых объектов проводилась переинтерпретация и дополнительные сейсмические работы на надсолевые объекты[8].

С целью уточнения геологического строения на Узеньской площади в 2001 году были проведены детализационные сейсмические работы МОГТ 2Д ОАО «Саратовнефтегеофизика» в объеме 58пог. км[7].

В 2007г на Узеньской площади силами геофизической экспедиции ОАО «Волгограднефтегеофизика» были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ ЗД (36 кв. км). Обработка и интерпретация сейсмического материала проведена в ООО НСК «Геопроект» в 2008г. По результатам работ были выданы рекомендации на бурение скважин в пределах южного опущенного блока.

В 2008 году на Узеньской площади в пределах южного опущенного блока пробурены скважины глубокого бурения 3,4,4с Узеньские и 9, 25 Питерские. Глубины 3 и 4 Узеньских скважин составляют 1082 и 1325 метров соответственно. Из скважин 3,4 Узеньских и 9 Питерской были получены промышленные притоки нефти из аптских и нижнеальбских отложений. Из скважины 9 Питерской был получен приток только в нижнеальбских отложениях. [3].



Глава 2. Геологические особенности территории

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Разрез Южно-Узеньской площади можно разделить на 3 крупных комплекса: подсолевой, солевой и надсолевой. Надежных данных о строении подсолевого комплекса нет, так как ни одна из скважин, пробуренных на данной территории, не достигла его отметки.

Солевая часть разреза представлена тремя пачками кунгурского возраста: нижней карбонатно-сульфатной, средней солевой и верхней карбонатно-сульфатной. Иногда нижняя сульфатная пачка замещается солью.

На Южно-Узеньской площади надсолевая часть разреза подробно изучена, главным образом, благодаря структурному, поисковому и разведочному бурению. Она представлена отложениями нижнепермской, триасовой, юрской, меловой, палеоген-неогеновой и четвертичной систем (Приложение 1). Приводимое ниже литолого-стратиграфическое описание подразделений надсолевого разреза дается снизу-вверх в порядке их формирования[3].

Палеозойская эратема

Пермская система

Представлена отложениями приуральского отдела.

Приуральский отдел

Кунгурский ярус

Верхняя часть кунгурского яруса над солевой толщей представлена ангидритами с прослоями тонкослоистых доломитов кремовато-серого цвета, а также каменной солью.

Толщина верхней пачки 11-13 м Вскрытая толщина кунгурского яруса на Узеньской площади 127м

Мезозойская эратема

Юрская система

Юрская система представлена средним и верхним отделами. Отложения

нижнего отдела отсутствуют.

Средний отдел

Средний отдел юрской системы выделяется в объёме трех ярусов: байосского, батского и келловейского.

Байосский ярус

Отложения байосского времени сложены чередованием прослоев глин серых и темносерых. плотных, песчанистых, иногда с отпечатками фауны, известковистых с прослойками алевролита, песка и песчаника кварцевых и полевошпатово-кварцевых, средне-мелко и тонкозернистых, серых и темно-серых, неравномерно глинистых. Толщина 0-34м.

Келловейский ярус

Породы этого яруса представлены глинами серыми, темно-серыми, местами зеленовато-серыми, слабослюдистыми, известковистыми, с гнездами пирита, пропластками песчаников светло-серых, плотных, известковистых. В нижней части глины темно-серые, плотные, крепкие, слюдистые, слабо песчанистые, неизвестковистые. Фауна Macrocephalites macrocephalus Jehloth. Толщина 0 38 м.

Верхний отдел

Оксфордский и кимериджский ярусы

Нерасчлененные отложения ярусов представлены глинами серыми, светло-серыми, известковистыми, слюдистыми, плотными, с неровным изломом, с прослоями коричнево-серых мергелей, плотных, крепких, с включениями растительных остатков. Толщина 0-18м

Титонский ярус

Волжский горизонт

Представлен глинами серыми и темно-серыми, плотными, однородными, известковистыми, слюдистыми, плитчатыми, с обломками фауны. Встречаются прослои буровато-серых, песчанистых мергелей, а также известняков, горючих сланцев. Фауна Virgatites virgatus Buch. Толщина 28-94м

Меловая система

Представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел

Залегает на размытой поверхности отложений верхней юры и представлен отложениями берриасского, готеривского, валанжинского, барремского, аптского и альбского ярусов.

Барремский ярус

Отложения барремского времени представлены глинами тёмно-серыми и черными, песчанистыми, плотными, слюдистыми, с тонкими прослойками песчаника тонкозернистого. В подошве базальный слой, состоящий из гальки или желваков черного фосфорита, сцементированных фосфорито-кремнистым цементом, и песчаника. Фауна: Discorbis Barremicus Mjatl. Толщина 38-54м.

Aптский ярус

Отложения аптского яруса по литологическим признакам делятся на две части: нижнюю и верхнюю. Нижняя представлена глинами, чередующимися с прослоями песков и песчаников. Глины серые и темно-серые, неравномерно алевритистые. участками тонкоотмученные, слюдистые, плотные, с частыми пропластками светло-серого алевролита. Пески и песчаники серые и зеленовато-серые, кварцево-глауконитовые, слюдистые, мелкозернистые, неравномерно глинистые. Верхняя часть представлена глинами и аргиллитами серыми до темно-серых, слабо песчанистыми, с присыпками песка по плоскостям напластования, с редкими прослоями песчаника. Фауна: Deshayesites deshayesi Leym. Вскрытая толщина аптского яруса 116-137м.

Альбский ярус

Представлен нижним и средним подъярусами.

Отложения раннеальбского времени сложены песчаниками серыми с зеленоватым оттенком, тонко-среднезернистыми, плотными, с включениями пирита, с небольшими пропластками глин песчанистых, черных. Толщина 94-118м.

Среднеальбские отложения представлены глинами серыми, темно-серыми, тонкоотмученными. Фауна: Proteonina scherborniana Chopman. Толщина от 55 до 66 м.

Верхний отдел

Представлен отложениями сантонского, кампанского и маастрихтского ярусов.

Сантонский ярус

Он представлен переслаиванием мергелей, глин и песчаников. Толщина 19-26 метров.

Кампанский ярус

Сложен известняками серыми, светло-серыми, плотными, крепкими, слюдистыми, трещиноватыми, мелоподобными. Встречаются прослои мергеля и глинистого известняка. Фауна: Belemnilella mucronata Schloth. Толщина 37-60м.

Маастрихтский ярус

Отложения маастрихтского яруса по литологическим признакам делятся на две пачки. Нижняя пачка сложена глинами светло-серыми, серыми и темно-серыми, плотными, известковистыми, аргиллитоподобными, с редкими прослоями алевролитов и известняков. Толщина 39м.

Верхняя пачка сложена известняками мелоподобными, светло-серыми, белыми, слюдистыми, разной степени плотными с прослоями мергелей белых, светло-серых, плотных, мелоподобных и глин серых, аргиллитоподобных, песчанистых глинистых известняков. Толщина 80-162м Фауна: Belemnitella lanccolata Arkh.

Кайнозойская эратема

Палеогеновая система

Представлена глинами темно-серыми с прослоями песка. На большей части территории они размыты. Толщина составляет 133 162 метра.

Неогеновая система

Акчагыльский ярус

Отложения яруса залегают на сильно размытой поверхности палеогена, мела и заполняют собой все неровности предакчагыльского рельефа. Литологически представлены песками серыми, темно-серыми, зеленовато-серыми, разнозернистыми, кварцевыми, глинистыми, прослоями, уплотненными до степени рыхлого песчаника и глинами от светло до темно-серого цвета, песчанистыми, слоистыми, неравномерно известковистыми, с обуглившимися растительными остатками. Фауна: Cardium dombra. Толщина 226-260м.

Четвертичная система

Отложения четвертичного времени представлены суглинками красно-бурыми, темно-бурыми с включениями щебенки и гальки коренных пород и песками. Толщина 080м[3].

2.2 Тектоническое строение

Южно-Узеньская надсолевая структура в региональном тектоническом плане расположена в северо-западной части Прикаспийской впадины в области развития солянокупольной тектоники.

Основными структурными элементами тектонического строения данной территории являются межкупольные зоны, разделяющие соляные гряды, купола и седловины между ними. К области развития погруженных куполов и приурочена рассматриваемая структура.

Мезозойские отложения осложнены антиклинальными складками, часто тектонически нарушенными. Антиклинальные складки представляют собой структуры облекания соляных куполов. Современный структурный план мезозойских отложений в основном сформирован за счет предбайосского и предакчагыльского региональных тектонических движений, сопровождающихся «скачкообразным» ростом соляных куполов при слабом их подъеме в процессе осадконакопления.

В пределах Южно-Узеньской площади по кровле соленосных отложений кунгурского яруса (отражающий горизонт Iр) (приложение 2) выделяется два куполообразных свода северо-восточный и юго-западный. По изогипсе -1150 м Северо-восточный свод имеет размеры 5х2,3 км, амплитуду 450 метров, а Юго-западный свод имеет размеры 3,7х1,7 км и амплитуду 300 метров. Склоны соляных куполов имеют очень крутое падение, углы падения близки к 90°[4].

Над сводовой частью соляного купола во всех перекрывающих его отложениях (вплоть до подошвы кайнозоя) прослеживается система разрывных нарушений, делящих эту структуру на два блока северный и южный, погруженный, блок. Эта, наиболее ярко выраженная система разломов оперяется более мелкими и по протяженности и по амплитуде разломами. В надсолевой части выделяют: Узеньское поднятие, южный и северный блоки Восточно-Узеньского поднятия и западный и восточный блоки Южно-Узеньского поднятия. Южно-Узеньская структура, с которой связана продуктивность аптского и альбского ярусов (рис.1), осложняет южный погруженный блок.

По подошве юры (отражающий горизонт nJ, приложение 2) Узеньское поднятие имеет размеры 1,2х 2,5 км по изогипсе -1080 м и амплитуду 190 м. Восточно-Узеньское имеет размеры 1,7х1 км по изогипсе -700 м и амплитуду 120 м. Его южный блок имеет размеры 2,2х1,1 км по изогипсе -1150 м, амплитуда 170 м.

По подошве мела (отражающий горизонт nК) (приложение 2) начинает прослеживаться Южно-Узеньское поднятие, по изогипсе -1030 м, ограниченная с севера склоном соленосных отложений, с востока разрывным нарушением сбросового тина, имеет размеры 2,63 км х 0,75 км и амплитуду порядка 80 м. Второй его блок, находящийся восточнее первого блока, ограничен с запада нарушением сбросового типа, а с севера соленосным куполом, он имеет размеры 500х700 метров по изогипсе -1100м, его амплитуда составляет 50 метров. К северу от Южно-Узеньского поднятия находится Узеньское поднятие имеющие размеры 2,3х1,3 км по изогипсе минус 740м и амплитуду 130 м, на юге оно ограничено соляным куполом. Восточно-Узеньское поднятие, расположенное к северо-востоку территории имеет 2 блока размерами: 1,3х0,3км по изогипсе -350 метров и 2,4х0,8 км по изогипсе -830м. Амплитуда северного блока составляет 90 метров, а южного 140 метров.

По кровле отложений аптского яруса (отражающий горизонт К_1а) (приложение 2) Южно-Узеньская структура оформляется в поднятие антиклинального типа, субширотного простирания. Северная периклиналь ограничена высокоамплитудным (порядка 350м) тектоническим нарушением, в восточной части осложнена малоамплитудным оперяющим разрывным нарушением[2]. По изогипсе минус 840м поднятие имеет размеры 2,18км х 0.9км при амплитуде порядка 34м. В данных отложениях установлена промышленная нефтегазоность. Залежь пластовая, сводовая, с севера литологически экранированная соляным куполом, с востока тектонически экранирована разрывным нарушением. Размер залежи 2,1 х 0,8 км по контуру ВНК с отметкой -807м, при высоте 75 метров[1] . Восточный блок Южно-Узеньского поднятия имеет размеры 0,8х1,1 км по изогипсе -890м при амплитуде 60 метров. Узеньское поднятие имеет размеры 1,3х2,4 км по изогипсе -660м при амплитуде 100 метров. Северный блок Восточно-Узеньского поднятия имеет размеры 0,1х0,7 км по изогипсе -250м, при амплитуде менее 10 метров и в вышележащих отражающих горизонтах оно не прослеживается. Южный блок имеет вид 2х сводов, общие размеры поднятия 2,2х0,8 км по изогипсе -700м при амплитуде 30 метров.

По кровле отложений нижнеальбского подъяруса (отражающий горизонт K_1al1) (приложение 3)субширотное простирание Южно-Узеньского поднятия сохраняется. Размеры структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 730м составляют 2,13 км х 0,88 км при амплитуде порядка 30м. С данной структурой связаны скопления нефти, залежь является пластовой, сводовой размером 1,9 х 0,83 км по контуру ВНК по отметке -725,8м при высоте 18 метров. Узеньское поднятие имеет размеры 1,3х2,5 км по изогипсе -440, амплитуда поднятия 100 метров. Восточно-Узеньское поднятие имеет размеры 3,3х0,8 км по замкнутой изогипсе -630м при амплитуде 30 метров.

По кровле отложений верхнеальбского подъяруса (отражающий горизонт K_1al2) (приложение 3) Южно-Узеньское поднятие несколько уменьшается по площади, при этом сохраняет структурные формы нижезалегающих нижнеальбских отложений. В контуре замкнутой изогипсы минус 660 м имеет размеры 1,68 км х 0,75 км при амплитуде порядка 25 м. Узеньское поднятие имеет размеры 2,2х1,5 км по изогипсе -390м при амплитуде 80 метров. Восточно-Узеньское поднятие имеет размеры 2х0,8 км по изогипсе -540м при амплитуде 30 метров.

По кровле отложений кампанского яруса (отражающий горизонт К_2km) (приложение 3) контрастность структуры еще больше сглаживается. Южно-Узеньское поднятие в контуре замкнутой изогипсы минус 590 м имеет размеры 1,55 км х 0,78 км и амплитуду 22 м. Узеньское поднятие имеет размеры 2,5х1,3 км по изогипсе -360м при амплитуде 80 метров. Восточно-Узеньское поднятие имеет размеры 3,5х1,1 км по замкнутой изогипсе -390м при амплитуде 40 метров.

По подошве отложений кайнозойской эратемы (отражающий горизонт nКz) (приложение 3) свод Южно-Узеньского поднятия незначительно смещается в южном направлении. Размеры структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 390 м составляют 1,25км х 0,5км при амплитуде порядка 10м. Узеньское поднятие имеет размеры 1,9х1,1 км по изогипсе -240м при амплитуде 40 метров. Восточно-Узеньское поднятие разломами разделяется на 2 блока: северный и южный. Северный блок имеет размеры 1,3х0,9 км по изогипсе -220м при амплитуде 15 метров. Южный блок имеет размеры 2,5х0,7км по изогипсе -320м при амплитуде не более 5 метров.

Таким образом, анализируя изменения размеров и амплитуд по прослеженным во временной области сейсмическим отражающим горизонтам, можно сказать, что Южно-Узеньское, Узеньское и Восточно-Узеньское надсолевые поднятия на протяжении своей геологической истории развивались унаследовано.



Глава 3. Нефтеносность

Промышленная нефтеносностьв пределах Южно-Узеньской площади связана с коллекторами нижнемелового возраста [3].

Залежи нефти на Южно-Узеньской структуре Узеньской площади выявлены по данным ГИС и результатам опробования скважин 3 и 4 Узеньских, в отложениях нижнего мела: в нижнеальбском и аптском песчаных пластах.

Промышленная нефтеносность аптского песчаного пласта установлена по результатам испытаний в процессе бурения в скважине и подтверждена притоком нефти после перфорации колонны. Продуктивный пласт представлен песками местами слабо уплотненными, темно-зеленовато-серыми, глауконитово-кварцевыми, средне-мелкозернистыми, неравномерно слабоглинистыми, нечетко-линзовидно-слоистыми. Песок пропитан УВ, издает сильный запах. Продуктивный коллектор вскрыт двумя скважинами 3и 4 Узеньскими. Скважина 9 Питерская вскрыла заглинизированные отложения аптского возраста. Граница замещения коллекторов условно проведена на середине расстояния между скважиной 9 Питерской и 4 Узеньской. В скважине 3 проведена перфорация в интервале -913,5 -921,9 м. Получен приток пластовой нефти, дебит при пластовом давлении 10 MПa составил 72 м3/сут через 6 мм штуцер.

В процессе бурения скважины 4 проведено испытание пласта K1a в открытом стволе. В интервале -957 -967м получен приток нефти. При пластовом давлении 10,8 МПа расчетный дебит по двум циклам составил 645,12 м3/сут.

ВНК принят условно по скважине 4 Узеньской на абсолютной отметке -966,7м по спаду удельного электрического сопротивления на кривых электрических методов ГИС. Залежь, приуроченная к пласту К_1а, пластовая, сводовая. С запада залежь литологически экранирована глинами, с севера ограничена крутой стенкой соляного купола. С востока залежь экранирована разрывным нарушением. Размеры залежи составляют 2,1км х 0,8 по контуру ВНК с отметкой -807м при высоте 75 м.

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта равна 9,1 м в скважине № 3 Узеньской и 10,8 м в скважине № 4 Узеньской. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составила 10,3 м.

Продуктивный нижнеальбский пласт K1al1 представлен песками неравномерно глинистыми (5-10%), местами уплотненными до слабосцементированного песчаника, с вкраплениями пирита и примесью слюдистого материала и песчаником сильно глауконитовым, неравномерно-глинистым (5-10-15%), с сильным запахом УВ.

Нефтеносность пласта К1al1 установлена на основании интерпретации ГИС в скважинах 9 Питерской, 3 и 4 Узеньских и подтверждена результатами опробования скважины 4 в процессе бурения. Опробование в открытом стволе было проведено двумя интервалами. В интервале -690 728 м при пластовом давлении 8,1 МПа получен приток слабогазированной нефти с расчетным дебитом по первому циклу 31,935 м3/сут. В интервале -753-789.6м получен приток пластовой воды 344,4 м3/сут. ВНК условно принимается по нижней границе опробования, давшего приток нефти, на абсолютной отметке -728 м.

Залежь пласта K_1al1 пластовая, сводовая. Размеры ее составляют 1,9кмх0,83 км по контуру ВНК -725,8м, высота составляет 18 м. Отложения нижнеальбского яруса вскрыты всеми скважинами, пробуренными на данной площади. Общая толщина продуктивного пласта в пределах Южно-Узеньской структуры меняется от 8,2 (скважина 3 Узеньская) до 9,6 м (скважина 9 Питерская). Нефтенасыщенная толщина меняется от 8,1 (скважина 9 Питерская) до 8,4м (скважина 4 Узеньская).

Границы продуктивных пластов коллекторов представлены в таблице 1



Табл.1 Параметры продуктивных пластов

№ скв.	возраст	А.О. кровли пласта,м	А.О. подошвы пласта,м	А.О. кровли коллектора,м	А.О. подошвы коллектора,м	Эффективная толщина, м
1	K1al1	-345	-472	-346	-
2	K1al1	-343	-459	-344	-
3	K1al1	-713	-807	-713	-721	8,2
3	K1a	-806	-922	-913	-922	9,1
4	K1al1	-717	-835	-717	-725	8,4
4	K1a	-835	-972	-955	-972	10,8
9	K1al1	-718	-827	-720	-979	8,1

По данным исследования керна из скважины 4 проницаемые пропластки нижнеальбского возраста представлены кварцевыми, глинистыми песчаниками и алевролитами слабосцементированными глинистым материалом, пиритизированными, с примесью слюдистого материала и глауконита; коллекторы аптского возраста представлены слабосцементированными песчаниками и песками кварцевыми глинистыми, с примесью глауконита и вкраплениями пирита. Коллекторы относятся к поровому типу. Содержание примесей в рассматриваемых отложениях в среднем изменяется от 5% до 40%[3].

Для подсчета запасов Южно-Узеньского месторождения был принят коэффициент пористости, рассчитанный по НГК[3].

По нефтенасыщенной части по скважинам 3,4 Узеньским значения пористости составляют: Кп(K_1al2)=29,8%, Kп(K_1a)=28,7%.

По нефтенасыщенной части аптского яруса по скважинам 3, 4 Узеньским значение Кн=85,9%.

Породы-коллекторы продуктивного нижнеальбского подъяруса относятся к межзерновым и представлены песками, песчаниками и алевролитами. Пески и песчаники темно-серого цвета с буроватым оттенком, кварцевые, мелкозернистые, равномерно глинистые (5-20 %), глауконитовые (10-30 %). Зерна кварца угловато-окатанные, размером до 0.25 мм. По результатам гранулометрического анализа 74 % зерен породы приходится на крупнозернистую, детритовую и мелкозернистую псаммитовую фракции[3].

Фракционный состав и физико-химические свойства нефти и растворенного газа Узеньского месторождения изучались по глубинным пробам, отобранным из скважины 3 Узеньской, а также по трем пробам сепарированной нефти по скважинам 3 и 4 Узеньским.

В целом можно отметить, что по технологической классификации нефть аптских отложений характеризуется как легкая: плотность в пластовых условиях составляет 0,7784 г/см3, в поверхностных условиях меняется от 0,7995 (скв.3 Узеньская) до 0,8035 г/см3 (скв.1 Узеньская); маловязкая динамическая и кинематическая вязкость сепарированной нефти при 20 °С составляют соответственно 3,07 мПа^.с; малосернистая содержание серы в составляет 0,31-0,36%; парафинистая - содержание парафина составляет 1.52-3,85 %, малосмолистая содержание смол составляет 1-2,86 %.

По результатам дифференциального разгазирования глубинных проб получены удовлетворяющие параметры, предлагаемые для подсчета запасов: плотность нефти в стандартных условиях 0.8028 г/см, газовый фактор 98,28 м3/т.

Концентрация метана составляет 70,668 %, этана 10,643 %, пропана 4,368 %, азота 3,539 %, содержание гелия 0,035 %. Плотность газа при условиях сепарации составила 1,081кг/м³,относительная плотность по воздуху 0,897.

Нефть альбских отложений, изученная по пробе сепарированной нефти из скважины 4 Узеньской, относится к тяжелым ее плотность в поверхностных условиях составляет 0,8873 г/см³, высоковязким, парафинистым с содержанием парафина 4,36 %, малосмолистым с содержанием смол 4,72 %. Температура начала кипения составила 140 ^оС, что гораздо выше по сравнению с данными по аптским отложениям (53-60 °С).

Запасы Южно-Узеньского месторождения по категории С1 оцениваются в количестве 1756 тыс. тонн, из них извлекаемые 983 тыс. тонн. По категории С2 запасы оцениваются в 2305 тыс. тонн, из них извлекаемые 886 тыс. тонн.



Глава 4. Геологическое обоснование доразведки месторождения

Геологическое строение территории Южно-Узеньского месторождения сложное, на территории отмечаются тектонические нарушения и литологические экраны (фациальное замещение). В настоящее время на Южно-Узеньском месторождении пробурены 3 скважины, давшие промышленные притоки нефти. Скважины распространены неравномерно, в основном сосредоточены в западной части. Запасы углеводородов аптских и нижнеальбских продуктивных горизонтов оцениваются, как и по категории С1, так и по С2. Месторождение достаточно хорошо изучено в западной части. Восточная часть является недоизученной.

В восточной части месторождения с целью доразведки залежей аптского и нижнеальбского возраста рекомендуется заложение одной разведочной скважины 5 Южно-Узеньская . Основой для выбора местоположения проектной скважины является структурная карта по аптскому отражающему горизонту. Проектная скважина закладывается в 500 метрах на юго-восток от скважины №3 Узеньская. Проектная глубина составляет 1090 метров, проектный горизонт - кунгурские отложения (при выборе глубины забоя учитывались особенности разреза: наличие водоносных песчаников батского и байосского возраста и крепких и плотных отложений солей).

Перед скважиной 5 Узеньской стоят следующие задачи[11]:

ь Вскрытие продуктивных горизонтов

ь Вскрытие ВНК залежи альбского возраста, уточнение границ ее распространения

ь уточнение литологической характеристики пород-коллекторов и флюидоупоров

ь уточнение емкостно-фильтрационных характеристик коллекторов

ь уточнение физико химических свойств флюидов по площади и разрезу залежи

ь определение подсчетных параметров

ь уточнение запасов, перевод из категории С2 в категорию С1

В данной скважине рекомендуется провести следующие геолого-технологические исследования[10]:

ь Отбор проб шлама в перспективных интервалах

ь Макрои микроскопическое описание шлама и керна

ь Фракционный анализ шлама

ь Измерение карбонатности в породе

ь Оценка плотности и пористости пород по шламу и керну

ь Измерение удельного содержания нефти в образцах горных пород

ь Измерение и расчет технологических параметров

Целью ГТИ является:

ь литолого-стратиграфическое расчленение разреза и корректировка геологического строения

ь выделение перспективных на нефть и газ объектов

ь оценка коллекторских свойств вскрытого бурением разреза по данным измерения пористости

ь комплексная интерпретация данных ГТИ и ГИС

В данной скважине планируется проведение следующих геофизических исследований[9]:

стандартный каротаж (СК);

боковой каротаж (БК);

боковое каротажное зондирование (БКЗ);

индукционный каротаж (ИК)

кавернометрия (KB)

радиоактивный каротаж (ГК, НГК);

инклинометрия (Инкл);

термометрия (ТМ);

Стандартный каротаж в комплексе с другими методами ГИС предназначен для решения следующих основных геологических задач:

ь литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

ь определение однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

ь предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

ь предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

ь предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

ь предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

ь контроль технического состояния ствола скважин

Основным видом скважинных электрических наблюдений является измерение КС по стволу скважины с помощью стандартного зонда с постоянным в данных геологических условиях размером.

Кривые БКЗ интерпретируются с помощью специальных теоретических кривых (палеток БКЗ). В результате получают истинное сопротивление пород и оценивают глубину проникновения бурового раствора в среду.

Боковой каротаж проводится в тех поисковых и разведочных скважинах, где по данным стандартного каротажа не решаются вопросы по достоверному определению электрических характеристик определенных пластов или участков разреза вследствие ограничений стандартного каротажа (зоны тонких чередований, пласты малой мощности).

БК позволяет выделять пласты малой мощности и изучать с большой подробностью пачки пластов, более точно определять границы. Диаграммы БК в отличие от зондов БКЗ практически не искажены эффектами экранирования.

Индукционный каротаж (ИК) это измерение удельной проводимости горных пород при помощи катушек индуктивности. Этот способ является бесконтактным, при нем нет контакта измерительной установки с промывочной жидкостью, поэтому данным методом можно исследовать скважины, заполненные глинистым раствором на нефтяной основе.

Диаметр скважины определяют по кавернограмме, а при ее отсутствии принимают равным диаметру долота. Кавернограммы используются для уточнения геологического разреза скважины, дают возможность контролировать состояние ствола скважины при бурении; выявлять интервалы, благоприятные для установки герметизирующих устройств; определять количество цемента, необходимого для герметизации затрубного пространства при обсадке скважины колонной труб. Метод радиоактивного каротажа при контроле за разработкой, используется: в неперфорированных интервалах для определения положения ВНК, оценки текущей и остаточной нефтегазонасыщенности, интервалов обводнения, перетоков нефти и газа; в перфорированных интервалах для оценки остаточной нефтенасыщенности, выявления интервалов, обводненных высокоминерализованными водами, выявления интервалов прорыва газа.

Гамма-гамма каротаж применяют для изучения плотности горных пород, определения содержания в них тяжёлых элементов, а также состояния цемента в затрубном пространстве. Методы нейтронного каротажа дают важную информацию о содержании в пластах таких элементов, как водород, хлор, железо, хром, бор и др., позволяют выявлять водородсодержащие (в т.ч. нефтегазоносные) пласты. Для различения пластов, насыщенных нефтью или пластовой водой (в них близкое содержание водорода), применяют импульсный нейтронный каротаж.

Проведение инклинометрии рекомендуется для определения пространственного положения ствола скважины.

Термометрия рекомендуется для измерения температуры в скважине[9].

Для повышения достоверности геологической интерпретации каротажных материалов следует использовать данные комплексных геофизических исследований. Кроме того, рекомендуется широко использовать результаты бурения и опробования скважин, расположенных в пределах изучаемой площади и соседних районов, сходных по геологическому строению.

Расчленение разреза скважины непосредственно по результатам каротажных исследований производится на основе связей между литологией пород и физическими параметрами среды.

В случае получения промышленных притоков и проведения всех необходимых геолого-технических и геофизических исследований в скважине планируется перевод скважины 5 Южно-Узеньской в разряд эксплуатационных.



Заключение

В данной курсовой работе дана общая характеристика геологического строения Южно-Узеньского месторождения и предложены рекомендации по доразведке аптских и нижнеальбских залежей. Были рассмотрены вопросы стратиграфического строения, тектонической приуроченности и нефтегазоносности данного района.

Месторождение является сложным по строению и недостаточно изученным. С целью доразведки рекомендуется бурение разведочной скважины 5 Южно-Узеньская. Она закладывается в 500 метрах на юго-восток от скважины 3 Узеньская. Проектная глубина составляет 1090 метров, проектный горизонт - кунгурские отложения. В скважине планируется проведение комплекса ГИС и ГТИ. В итоге работ должно быть произведено уточнение запасов аптских и нижнеальбских залежей, перевод запасов из категории С2 в С1.



Сообщение к выступлению

Объектом для написания курсовой выбрано Южно-Узеньское месторождение. Оно является сложным по строению и расположено в Питерском и Новоузенском районах Саратовской области, на территории Карпенского лицензионного участка (рис.1). Данный район является слабо изученным в геологическом отношении, поэтому получение новой информации для этого региона очень актуально

Первые сведения о геологическом строении территории были получены в результате маршрутных наблюдений в 19351940гг. в 1940-1950гг. решающая роль принадлежала геофизическим методам

В 1949-1959 гг. (Железняков B.C., Шванк О.А.) была выполнена гравиметрическая съемка масштаба 1:200000. Эти работы позволили спрогнозировать наличие солянокупольных структур и наметить границы Прикаспийской впадины. были сделаны выводы о наличии крупных горстов в фундаменте и соответствующих им поднятий подсолевого ложа

В конце 80-х и в 90-е годы проводились переинтерпретация и обобщение материалов сейсморазведки. Выделенные выступы и приподнятые зоны стали объектами детальных и поисковых работ.

В 2007г на Узеньской площади силами геофизической экспедиции ОАО «Волгограднефтегеофизика» были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ ЗД (36 кв. км). Обработка и интерпретация сейсмического материала проведена в ООО НСК «Геопроект» в 2008г. По результатам работ были выданы рекомендации на бурение скважин в пределах южного опущенного блока

В 2008 году на Узеньской площади в пределах южного опущенного блока пробурены скважины глубокого бурения Из скважин 3,4 Узеньских и 9 Питерской были получены промышленные притоки нефти из аптских и нижнеальбских отложений. Из скважины 9 Питерской был получен приток только в нижнеальбских отложениях. Было открыто Южно-Узеньское месторождение[3]. Запасы углеводородов аптских и нижнеальбских продуктивных горизонтов оцениваются, как и по категории С1, так и по С2. Скважины расположены неравномерно, в основном в западной части и включены в разработку месторождения. Восточная часть месторождения является недоизученной.

Целью данной курсовой работы является геологическое обоснование доразведки нижнемеловых залежей.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

ь Сбор и анализ геолого-геофизического материала

ь Анализ геологического строения и нефтеносности аптских и нижнеальбских продуктивных отложений

ь Уточнение графических приложений (профильного разреза)

ь Выработка рекомендаций по доразведке нижнеальбских и аптских залежей

Разрез Южно-Узеньской площади можно разделить на 3 крупных комплекса: подсолевой, солевой и надсолевой. Надежных данных о строении подсолевого комплекса нет, так как ни одна из скважин, пробуренных на данной территории не достигла его отметки.

Солевая часть разреза представлена тремя пачками кунгурского возраста: нижней карбонатно-сульфатной, средней солевой и верхней карбонатно-сульфатной. Иногда нижняя сульфатная пачка замещается солью.

На Южно-Узеньской площади надсолевая часть разреза подробно изучена, главным образом, благодаря структурному, поисковому и разведочному бурению. Она представлена отложениями нижнепермской, триасовой, юрской, меловой, палеоген-неогеновой и четвертичной систем (Приложение 1). Разрез в целом терригенный.

Южно-Узеньская надсолевая структура в региональном тектоническом плане расположена в северо-западной части Прикаспийской впадины в области развития солянокупольной тектоники (рис. 1).

Основными структурными элементами тектонического строения данной территории являются межкупольные зоны, разделяющие соляные гряды, купола и седловины между ними. К области развития погруженных куполов и приурочена рассматриваемая структура.

Мезозойские отложения осложнены антиклинальными складками, часто тектонически нарушенными. Антиклинальные складки представляют собой структуры облекания соляных куполов. Современный структурный план мезозойских отложений в основном сформирован за счет предбайосского и предакчагыльского региональных тектонических движений, сопровождающихся «скачкообразным» ростом соляных куполов при слабом их подъеме в процессе осадконакопления.

По подошве юры начинает прослеживатся южный блок на котором расположено месторождение (отражающий горизонт nJ, приложение 2) Его южный блок имеет размеры 2,2х1,1 км по изогипсе -1150 м, амплитуда 170 м.

По подошве мела (отражающий горизонт nК) (приложение 2) начинает прослеживаться Южно-Узеньское поднятие, по изогипсе -1030 м, ограниченная с севера склоном соленосных отложений, с востока разрывным нарушением сбросового тина, имеет размеры 2,63 км х 0,75 км и амплитуду порядка 80 м.

По кровле отложений аптского яруса (отражающий горизонт К1а) (приложение 2) Южно-Узеньская структура оформляется в поднятие антиклинального типа, субширотного простирания.

В данных отложениях установлена промышленная нефтеносноть. Залежь пластовая, сводовая, с севера литологически экранированная соляным куполом, с востока тектонически экранирована разрывным нарушением. Размер залежи 2,1 х 0,8 км по контуру ВНК с отметкой -807м, при высоте 75 метров[1] .

По кровле отложений нижнеальбского подъяруса (отражающий горизонт K1al1) (приложение 3)субширотное простирание Южно-Узеньского поднятия сохраняется.

С данной структурой связаны скопления нефти, залежь является пластовой, сводовой размером 1,9 х 0,83 км по контуру ВНК по отметке -725,8м при высоте 18 метров.

По кровле отложений верхнеальбского подъяруса (отражающий горизонт K1al2) (приложение 3) Южно-Узеньское поднятие несколько уменьшается по площади, при этом сохраняет структурные формы нижезалегающих нижнеальбских отложений.

По кровле отложений кампанского яруса (отражающий горизонт К2km) (приложение 3) контрастность структуры еще больше сглаживается.

По подошве отложений кайнозойской эратемы (отражающий горизонт nКz) (приложение 3) свод Южно-Узеньского поднятия незначительно смещается в южном направлении.

анализируя изменения размеров и амплитуд по прослеженным во временной области сейсмическим отражающим горизонтам, можно сказать, что Южно-Узеньское, надсолевые поднятия на протяжении своей геологической истории развивались унаследовано.

Промышленная продуктивность в пределах Южно-Узеньской площади связана с коллекторами нижнемелового возраста [3]. Залежи нефти Южно-Узеньской структуры Узеньского месторождения выявлены по данным ГИС и результатам опробования скважин 3 и 4 Узеньских, в отложениях нижнего мела: в нижнеальбском и аптском песчаных пластах.

Продуктивный аптский пласт представлен, глауконитово-кварцевыми, средне-мелкозернистыми,. Продуктивный коллектор вскрыт двумя скважинами 3и 4 Узеньскими. Скважина 9 Питерская вскрыла заглинизированные отложения аптского возраста. Граница замещения коллекторов условно проведена на середине расстояния между скважиной 9 Питерской и скважинами 3 и 4 Узеньскими.

ВНК принят по скважине 4 Узеньской на абсолютной отметке -966,7м

Залежь, приуроченная к пласту К1а, пластовая, сводовая. С запада залежь литологически экранирована, с севера ограничена крутой стенкой соляного купола. С востока залежь экранирована разрывным нарушением.

Продуктивный нижнеальбский пласт K1al1 представлен песками с вкраплениями пирита и примесью слюдистого материала и песчаником сильно глауконитовым, неравномерно-глинистым (5-10-15%), с сильным запахом УВ.

Нефтеносность пласта К1al1 установлена на основании интерпретации ГИС в скважинах 9 Питерской, 3 и 4 Узеньских и подтверждена результатами опробования скважины 4 в процессе бурения. Залежь пласта K1al1 пластовая, сводовая.

по технологической классификации нефть аптских отложений характеризуется как легкая: маловязкая малосернистая содержание серы в составляет 0,31-0,36%, что не типично для месторождений Прикаспийской нг провинции; парафинистая малосмолистая плотность нефти в стандартных условиях

Нефть альбских отложений, изученная по пробе сепарированной нефти из скважины 4 Узеньской, относится к тяжелым, высоковязким, парафинистым малосмолистым

Таким образом особенностью данного месторождения является различие свойств нефти в пластах.

Запасы Южно-Узеньского месторождения по категории С1 оцениваются в количестве 1756 тыс. тонн, из них извлекаемые 983 тыс. тонн. По категории С2 запасы оцениваются в 2305 тыс. тонн, из них извлекаемые 886 тыс. тонн.

В восточной части месторождения с целью доразведки залежей аптского и нижнеальбского возраста рекомендуется заложение одной разведочной скважины 5 Южно-Узеньская . Основой для выбора местоположения проектной скважины является структурная карта по аптскому отражающему горизонту. Проектная скважина закладывается в 500 метрах от скважины №3 Узеньская на юго-восток. проектная глубина составляет 1090 метров, проектный горизонт - кунгурские отложения (при выборе глубины забоя учитывались особенности разреза: наличие водоносных песчаников батского и байосского возраста и крепких и плотных отложений солей).

Перед скважиной 5 Узеньской стоят следующие задачи[11]:

ь Вскрытие продуктивных горизонтов

ь Вскрытие ВНК залежи альбского возраста, уточнение границ распространения залежи

ь уточнение литологической характеристики пород-коллекторов и флюидоупоров

ь уточнение емкостно-фильтрационных характеристик коллекторов

ь уточнение физико химических свойств флюидов по площади и разрезу залежи

ь уточнение запасов из категории С2 в категорию С1, определение пересчетных коэффициентов

В данной скважине рекомендуется провести следующие геолого-технологические исследования[10]:

ь Отбор проб шлама через 5 м по всему разрезу и через 1-2 м в перспективных интервалах

ь Макрои микроскопическое описание шлама и керна

ь Фракционный анализ шлама

ь Измерение карбонатности в породе

ь Оценка плотности и пористости пород по шламу и керну

ь Измерение удельного содержания нефти в образцах горных пород

ь Измерение и расчет технологических параметров

Целью ГТИ является:

ь литолого-стратиграфическое расчленение разреза и корректировка геологического строения

ь выделение перспективных на нефть и газ объектов

ь оценка коллекторских свойств вскрытого бурением разреза по данным измерения пористости

ь комплексная интерпретация данных ГТИ и ГИС

В данной скважине планируется проведение следующих геофизических исследований[9]:

стандартный каротаж(СК);

боковой каротаж (БК);

боковое каротажное зондирование (БКЗ);

индукционный каротаж (ИК)

кавернометрия (KB)

радиоактивный каротаж (ГК, НГК);

инклинометрия (Инкл);

термометрия (ТМ);

Стандартный каротаж в комплексе с другими методами ГИС предназначен для решения следующих основных геологических задач:

ь литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

ь определение однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

ь предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

ь предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

ь предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

ь предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

ь контроль технического состояния ствола скважин

Основным видом скважинных электрических наблюдений является измерение КС по стволу скважины с помощью стандартного зонда с постоянным в данных геологических условиях размером.

Кривые БКЗ интерпретируются с помощью специальных теоретических кривых (палеток БКЗ). В результате получают истинное сопротивление пород и оценивают глубину проникновения бурового раствора в среду.

Боковой каротаж проводится в тех поисковых и разведочных скважинах, где по данным стандартного каротажа не решаются вопросы по достоверному определению электрических характеристик определенных пластов или участков разреза вследствие ограничений стандартного каротажа (зоны тонких чередований, пласты малой мощности).

БК позволяет выделять пласты малой мощности и изучать с большой подробностью пачки пластов, более точно определять границы. Диаграммы БК в отличие от зондов БКЗ практически не искажены эффектами экранирования.

Индукционный каротаж (ИК) это измерение удельной проводимости горных пород при помощи катушек индуктивности. Этот способ является бесконтактным, при нем нет контакта измерительной установки с промывочной жидкостью, поэтому данным методом можно исследовать скважины заполненные глинистым раствором на нефтяной основе.