5
 Комплекс методов каротажа выбирается исходя из поставленных геологических задач. Основные задачи, требующие решения с помощью ГИС в данной работе, это литологическое расчленение разрезов скважин, выделение интервалов коллекторов и определение их мощности, количественная оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (определение коэффициента пористости, оценка коэффициента проницаемости и определение коэффициента нефтегазонасыщенности).  Основными критериями, которые влияют на состав методов комплекса каротажа, являются параметры бурового раствора в скважине и особенности геологического разреза [16]. Продуктивным горизонтом, который исследуется в работе, является ботуобинский горизонт нижнебюкской подсвиты венда. Продуктивный горизонт сложен терригенными отложениями, представленными полевошпат-кварцевыми песчаниками. На терригенных отложениях непосредственно залегают карбонатные породы – доломиты и доломитовые мергели [22]. Значительная мощность покрышки, её выдержанность по площади и разрезу, низкие фильтрационно-емкостные свойства пород позволяют оценить покрышку ботуобинского горизонта как флюидоупор высокого качества. В нескольких скважинах ботуобинского горизонта по данным исследований керна песчаники в той или иной степени засолонены, степень засолонения может достигать 10-24% [19]. Засолонение приводит к ухудшению коллекторских свойств песчаников в продуктивном пласте и обуславливает высокую расчлененность разреза, что становится причиной уменьшения эффективных мощностей. Наиболее уверенно засолоненные интервалы выделяются по методам ГК (понижение значений) и АК (уменьшение значений интервального времени). Ниже ботуобинского горизонта располагается аргиллитовая толща, в которой также встречаются прослои засолоненных разностей. Отличительной особенностью месторождения является наличие аномально низкого пластового давления в интервале продуктивных горизонтов (в ботуобинском горизонте коэффициент аномальности составляет 0,73) и низкой пластовой температуры. Коэффициент аномальности представляет собой отношение давления в пласте, вскрытом скважиной на некоторой глубине, к условному гидростатическому давлению (расчетное давление столба жидкости с неизменной плотностью 1000 кг/м3 и высотой, равной этой глубине). Он используется для количественной оценки степени отклонения фактического пластового давления от гидростатического в скважине. Аномально низким считают давление с коэффициентом аномальности менее 0,8 (по некоторым источникам менее 1).  По причине аномально низкого пластового давления на месторождении возникают значительные репрессии в пласте и вскрытие интервалов коллекторов сопровождается поглощением бурового раствора, вследствие чего образуются большие зоны проникновения и кольматация прискважинной зоны. Это оказывает негативное воздействие на фильтрационные характеристики пласта. При использовании глинистого бурового раствора происходит закупоривание пор и каналов коллектора глинистым наполнителем бурового раствора, вследствие чего значительно снижаются пористость и проницаемость продуктивного пласта. Из-за превышения давления в скважине над пластовым давлением может произойти частичный или полный уход бурового раствора в породы через зоны проникновения, то есть возможна потеря циркуляции. При этом ствол скважины может быть подвержен обвалам и осыпям вышележащих пород вследствие снижения уровня бурового раствора в скважине. Для решения этой проблемы рассматриваемые в работе скважины вскрывались на полимерных, биополимерных буровых растворах (KCl), удельным весом 1,05-1,08 г/см3, вязкостью 37-54 Па/с, удельным электрическим сопротивлением 1,8-2,0 Ом∙м. Использование таких буровых растворов снизило депрессии на пласты и уменьшило поглощение промывочной жидкости. Обычные глинистые буровые растворы имеют плотность 1,15-1,25 г/см3 и вязкость 20-25 Па/с. Применение полимерного раствора позволяет уменьшить гидростатическое давление в скважине за счет снижения плотности бурового раствора. Также полимерный буровой раствор имеет низкое содержание твердой фазы и способен образовывать низкопроницаемые полимерные пленки на поверхности фильтрации, которые снижают отдачу бурового раствора в пласт, что позволяет уменьшить зону проникновения. Анализируя имеющуюся информацию, оценим возможность применения различных методов каротажа в конкретных условиях. Каротаж потенциала собственной поляризации ПС является одним из самых распространенных методов ГИС и входит в стандартный комплекс каротажа. Условие применения этого метода состоит в различии минерализации пластовой воды и бурового раствора для возникновения электрохимических процессов и миграции ионов из зоны с повышенной минерализацией в пониженную. В исследуемых скважинах в качестве бурового раствора использовался полимерный раствор. Различие в минерализации этого раствора и пластовой воды очень мало, что не приводит к образованию электрохимических процессов, по этой причине результаты метода ПС в данных условиях будут не качественными и не смогут быть использованы для решения задач. Еще одна особенность использования полимерного бурового раствора состоит в том, что при проникновении фильтрата бурового раствора в пласт на стенке скважины не образуется глинистая корка. По этой причине для выделения коллекторов не может быть использован метод кавернометрии, для которого глинистая корка является показателем интервала коллектора за счет уменьшения диаметра относительно номинального.  Также наличие глинистой корки важно для использования методов микрокаротажа МГЗ и МПЗ, в которых выделение коллекторов возможно за счет разной глубинности исследования, при которой зонд МГЗ регистрирует удельное электрическое сопротивление глинистой корки, а зонд МПЗ удельное электрическое сопротивление промытой зоны. В условиях отсутствия глинистой корки методы кавернометрии и микрокаротажа будут не информативны для решения задачи выделения коллекторов. Для решения задачи литологического расчленения разреза и выделения коллекторов в данных условиях подходят электрические и электромагнитные методы каротажа с набором зондов разной длины (многозондовый БК, ИК, ВИКИЗ). Выделение коллекторов происходит на основе наличия радиального градиента удельного электрического сопротивления, измеренного зондами с разной глубинностью исследования.  Надежные результаты в данных условиях дает метод ГК, коллекторы выделяются по низким показаниям этого метода. Возможно выделить коллекторы по методу АК за счет увеличения интервального времени пробега продольной волны относительно доломитов и более низким значениям, чем в аргиллитах. Снижение показаний нейтронного каротажа по сравнению с доломитами и повышение по сравнению с аргиллитами также свидетельствует о наличии коллектора. Для надежного выделения пород-коллекторов нужно применять эти методы комплексно. Для решения задачи определения фильтрационно-емкостных свойств необходимы методы, позволяющие рассчитать коэффициент пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности. Для расчета пористости можно использовать методы ГГК-п, АК, ННК-Т. В работе рассмотрены все эти методы, и лучшая сходимость рассчитанной пористости с пористостью по керну наблюдается при использовании плотностного каротажа ГГК-п. Для оценки проницаемости используется эмпирическая связь с рассчитанным коэффициентом пористости. Коэффициент нефтегазонасыщенности рассчитывался по данным каротажа БК по формуле Арчи-Дахнова. Дополнительным методом, который не применяется повсеместно, но дает хорошие результаты, является ядерно-магнитный каротаж ЯМК. Этот метод можно использовать для выделения коллекторов. В интервалах неколлекторов не содержится подвижных флюидов, поэтому на кривой индекса свободного флюида ИСФ они будут отмечаться нулевыми или близкими к нулю значениями. Коллекторам будут соответствовать интервалы с ненулевыми показаниями [7]. Также этот метод можно использовать для расчета коэффициента пористости, коэффициента эффективной пористости (ЯМК единственный метод, позволяющий это сделать) и коэффициента проницаемости. Обобщая вышеизложенное, для решения поставленных задач предлагается комплекс каротажа, включающий следующие методы: Электрические и электромагнитные методы каротажа с набором зондов разной длины (многозондовый БК, ВИКИЗ) Гамма-каротаж (ГК) Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-п) Акустический каротаж (АК) Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК)   
В данной работе рассматривается применение методов геофизической информации (ГИС) для решения геологических задач на нефтяном месторождении. Для решения поставленных задач необходимо выделить интервалы коллекторов и определить их мощность, а также количественно оценить фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Для решения этих задач можно использовать различные методы каротажа, но наиболее эффективными являются электрические и электромагнитные методы с набором зондов разной длины.