Тонкодисперсная составляющая в терригенных коллекторах верхнего девона Ромашкинского месторождения нефти и его сателлитов

• Автор: Зинатуллин, Марс Халиуллович
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 166 с. : ил

1. ИСТОРИЧЕСКИЙ ОБЗОР РАЗВИТИЯ ГЕОЛОГОГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ ТАТАРСТАНА
2. ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ УСЛОВИЙ СЕДИМЕНТАЦИИ И ЛИТОЛОГИИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ВЕРХНЕГО ДЕВОНА ЮГОВОСТОКА ТАТАРСТАНА

2.1. Литологопалеогеографическая характеристика верхнедевонского

терригенного нефтеносного комплекса.

2.2. Литологопетрографичсская характеристика продуктивного пласта Д пашийского горизонта
2.3. Глинистые минералы песчаных коллекторов и особенности их распределения в разрезе
3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ВЕРХНЕГО ДЕВОНА

3.1. Факторы, определяющие пористость терригенных породколлекторов верхнего девона.

3.2. Влияние характера размещения глинистого материала на фильтрационномкостные свойства коллекторов.
4. УТОЧНЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ СВЯЗИ МЕЖДУ ЕСТЕСТВЕННОЙ ГАММААКТИВНОСТЬЮ И СОДЕРЖАНИЕМ ТОНКОДИСПЕРСНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ В ПОРОДАХКОЛЛЕКТОРАХ
5. УЧТ ТОНКОДИСПЕРСНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ПОРОД ПРИ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ МКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВКОЛЛЕКТОРОВ МЕТОДАМИ ГИС.
5.1. Исследование формы учта содержания глинистой фракции при оценке пористости породколлекторов методами ГИС
5.2. Использование параметров глинистости для уточнения кондиционных значений породколлекторов и их классификации по данным ГИС . . . .
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


Усовершенствовались методика и аппаратура для лабораторных исследований керна, что нашло отражение в увеличении числа видов анализов, повысило их качество, обеспечило выполнение работ по лабораторному моделированию условий фильтрации и вытеснения нефти водой из керна, содержанию связанной воды и др. В результате этого, на основе обобщения большого количества промысловых исследований скважин были построены зависимости для определения величин нефтепроницаемости продуктивных пластовколлекторов. При определении коэффициентов нефтенасыщенности пластов Н. Х.Зинатуллиным впервые были применены номограммы, построенные на фактическом материале данных керна Ромашкинского месторождения. В г. ТатНИПИнсфть , были разработаны методика расчленения песчаноглинистых коллекторов в необсаженных колонной скважинах по промысловогеофизическим данным однозначно на водоносные или обводненные пластовой водой определены различные значения коэффициентов вытеснения для пластов с объемной глинистостью К,. Кгл2 определены предельные значения проницаемости 0,5 мкм2, при которой пласт может обводняться пластовой водой с плотностью рв1,Юкгм3 приведены данные о том, что все пластыколлекторы с Кгл2 А1у0,2 могут обводняться пресной водой от закачки, пласты с Кгл2 Д1у0,2 пресной и слабоминерализованной водами с плотностью рв 1,кгм3 ог закачки не обводняются. По мнению авторов, этот эффект обусловлен разбуханием глинистых частиц, содержащихся в пелитовой фракции песчаноалевритовых пород. На основании этого предположения было предложено при подсчте запасов нефти группирование пластовколлекторов на Ромашкинском месторождении проводить по величинам коэффициентов объмной глинистости и проницаемости, определяемых по данным ГИС.