Данные ГИС позволяют выделить сложные карбонатные коллекторы рифея по наличию вторичной пористости, а также по признаку проникновения фильтрата ПЖ в пласт. С вероятностью 70–80 % результаты испытаний скважин совпадают с данными ГИС, а в 20–30 % случаев имеет место не только неопределенность, но и прямо противоположный результат. Из некоторых непроницаемых интервалов при испытании получают притоки флюида и, наоборот, из интервалов, характеризующихся как коллектор, притоков не получено. Кроме того, пласты-коллекторы, выделенные по данным ГИС, очень сильно различаются по продуктивности, несмотря на то, что их контрастность по физическим свойствам и подсчетным параметрам незначительна. Поэтому важно решить, какие факторы (геологические или технологические) влияют на продуктивность скважин и однозначность результатов испытаний.

Для оценки однозначности результатов испытаний проанализированы материалы геофизического контроля за солянокислотной обработкой (СКО) интервалов перфорации, проведенного в скважинах Юрубчено-Тохомской зоны нефтенакопления. Этот анализ показал, что интервалы перфорации не всегда совпадают с интервалами, поглощающими кислоту. Например, в скв. 24 Юрубченской площади перфорирован интервал 2488– 2492 м, который расположен выше установленного ВНК и по данным ГИС характеризуется отсутствием вторичных пустот, затем проведена СКО. С помощью нейтронного каротажа по снижению показаний относительно фоновой записи установлено, что кислота поглощена в интервале 2495–2501 м (рис. 1), расположенном ниже ВНК и характеризующимся наличием вторичных пустот, откуда был получен приток пластовой воды дебитом 40 м³/сут.

Опыт геофизического контроля за СКО в других регионах (Оренбургское, Астраханское месторождения) показывает, что практически во всех объектах без исключения фиксируется проникновение кислоты за пределы интервала перфорации, иногда на расстояние свыше 20 м. При этом не менее чем в 50 % случаев притоки пластового флюида в скважину были получены частично или полностью в результате перетоков из пластов, не вскрытых перфорацией(Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье А.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным.– М.: Недра.– 1987.).

Для оценки влияния технологических факторов на продуктивность скважин рассмотрена выборка объектов, давших приток жидкости, и неприточных. Чем меньше продуктивность объектов, тем больше они подвергаются воздействию при вскрытии и интенсификации: чаще и больше закачивается кислота, больше простреливается отверстий на один метр перфорации (табл. 1). Поэтому нет оснований утверждать, что уменьшение продуктивности объектов связано с худшими условиями их перфорации и интенсификации.

Таким образом, связь между продуктивностью скважин и технологическими факторами очевидна: чем больше времени воздействия на пласт при его разбуривании маловязкой ПЖ с повышенной водоотдачей, тем больше вероятность того, что продуктивность этого пласта будет низкой.

Суть методики заключается в визуальном изображении с помощью ЭВМ схем внутренней корреляции по общей пористости отдельно для каждой скважины. На этих схемах показана величина функции взаимной корреляции (ФВК) по общей пористости любого участка разреза с любым другим (рис. 2). В разрезе карбонатных толщ рифея обнаружено только три типа распределения общей пористости: монотонный, периодический и неоднородный.

Монотонный по пористости тип разреза характеризуется, главным образом, высокими значениями ФВК. Во время накопления этого типа толщ размер и структура карбонатного осадка варьировали очень слабо (см. рис. 2, а).

Для периодического типа разреза свойственно периодическое повторение высоких значений ФВК. Во время накопления этого типа толщ размер и структура осадка изменялись с четко выраженным периодом (см. рис. 2, б).

Неоднородный тип разреза характеризуется случайным распределением значений ФВК. Нарушение монотонности или периодичности изменения состава и структуры накапливаемого осадка можно связывать с перерывами в осадконакоплении, образованием рифов, где пористость изменяется случайным образом, а также с влиянием постседиментационных процессов (см. рис. 2, в). Любой из этих геологических факторов может способствовать образованию пород-коллекторов.

Анализ связи продуктивности скважин с типом распределения общей пористости в разрезе показал, что самыми продуктивными являются неоднородные толщи и кровли монотонных. Толщи с периодическим распределением пористости в разрезе имеют низкую продуктивность, а монотонные практически непродуктивны (табл. 2). С рентабельным дебитом (более 18 м³/сут нефти или 18 тыс. м³/сут газа) содержится объектов в неоднородных толщах – 50, кровле монотонных – 60, периодических – 16 %, в монотонных отсутствуют. При этом в периодических толщах почти все объекты с рентабельным дебитом приурочены к кровле этих толщ.

1. Вероятность неоднозначной интерпретации результатов испытаний рифейских .объектов достаточно высокая, поэтому необходимо проектировать и проводить комплекс геофизических исследований в процессе испытания.

2. На продуктивность скважин существенным образом влияют как технологические, так и геологические факторы. Чем меньше фильтрационные свойства ПЖ и выше скорость разбуривания пород-коллекторов, тем больше вероятность сохранения их естественной проницаемости и получения высоких дебитов. Чем более неоднороден разрез рифея по общей пористости доломитов, тем выше фильтрационные свойства содержащихся в нем пластов-коллекторов.

3. Разработку оптимальной технологии бурения и испытания коллекторов рифея необходимо осуществлять с учетом генетической разнотипности рифейских толщ.

Resevoir-beds of the Rithean, picked by logging data, differ a lot by their productivity in spite of the fact, that the contrast of their phisical features and calculated parameters is not significant: It is proved, that productivity of beds is influenced by both technological and geological factors. Main technological factors are filtration properties of drilling fluid and a speed of resevoir-bed drilling. The main geological factor is a degree of secton heterogenity according to distribution of common porosity of dolomites. The method of Riphean carbonates division to different genetic groups according to porosity distribution by logging data is workes out. It is recommended to work out an optimum drilling technologie and Riphean resevoirs testing taking in consideration different genetic types of Riphean formations.

С – сухо, Н – нефть, В – вода, Г – газ

Примечание. Объем выборки – 57 объектов (нефть, вода, сухие).

* В числителе – средний дебит для газа (тыс. м³ /сут), нефти (м³/сут); в знаменателе – количество объектов. Объем выборки – 78 объектов.