иві Кавернометрія записуються апаратурою СКП зі швидкістю від 1500 до 2500 м / год; криві ІК записуються апаратурою АІК-М, АІК - 5 зі швидкістю 2000-2500 м / ч.
Бічне каротажне зондування (БКЗ) проводиться підошовними градієнт зондами розмірами АТ=0,45 м, 1,05 м, 2,25 м, 4,25 м, 8,5 м і покрівельним зондом з АТ =2,25 м. Покрівельний градієнт-зонд в переважній більшості записується в масштабі глибин 1:500, основні зонди БКЗ записується в масштабі 1:200. В якості реєструючої використовується апаратура АБКТУ, ЕК - 1. В інтервалі БКЗ запісивется діаграма ПС. Основний масштаб запису діаграм КС - 2,5 Омм / см, масштаб запису ПС - 12,5 мВ / см. Швидкість запису становить 2000-3000 м / ч.
Кавернометрія (КВ) проводиться всьому стовбуру свердловини. Використовувана апаратура: МБКУ, АГАТ-М, ЕК - 1. Швидкість запису 1000 м / ч. Криві реєструються в масштабі 2 см / см.
Резистивіметрія проводиться в інтервалі БКЗ в масштабі 1:200 з метою визначення питомого опору глинистого розчину. Запис здійснюється апаратурою АБКТУ, К - 3, ЕК - 1, КСП - 2. Масштаб запису 0,5 Омм / см, швидкість реєстрації 2000-3000 м / год.
Радіоактивний каротаж (ГК, НК) проводиться в масштабі 1:500 із швидкістю 500-600 м / годину тільки по продуктивним пластів. Використовувалася апаратура ДРСТ - 3. Розмір зондів НКТ - 50 см.
Як індикатор в каналі ГК пріменются кристали NaJ (Tl) (розміром 40Ч40 і 40Ч80), для каналу НКТ - 50 - кристали ЛДНМ (розміром 30Ч60); джерело нейтронів плутонієвої-берилієвий (Pu-Be), потужністю більше 9Ч106 нейтрон в секунду. Швидкість реєстрації при постійній часу інтегрує осередки - 6 секунд від 220 до 500 м / год. Масштаб запису кривих ГК - 1 мкр / год на 1 см, кривих НКТ - 0,2-0,5 ум. од. на 1 см.
Інклінометрія проводиться по всьому стовбуру з інтервалом 25 м приладами КИТ, ІГН.
Акустичний контроль цементування проводиться з метою визначення якості цементного кільця за обсадної колоною. Реєстрація параметрів Ак, Ап, Тп здійснюєтьсяапаратурою АКЦ - 4. Масштаб запису Ак, Ар - 2-3 мка / см, Тр - 50 мкс / см. Швидкість запису 1200-1500 м / год.
В цілому, необхідно відзначити, що комплекс ГІС дозволяє з необхідною точністю виділяти ефективні товщини, визначати характер їх насичення, оцінювати коефіцієнти пористості і нафтогазонасиченості колекторів [1].
.4 Підрахунок запасів
Вперше підрахунок запасів нафти і розчиненого газу виконаний в 1986 році (протокол ДКЗ № 10101) по Вікуловской горизонту Ем-Еговской і Пальяновской площ. У межах Пальяновской площі запаси нафти в пласті ВК 1 затверджені по категорії С 2 у кількості 100 293 тис.т.
Підрахунок запасів нафти і розчиненого газу Західно-Пальяновской площі в межах ліцензійної ділянки ВАТ АНК «Югранефть» затверджено протоколом № 10 від 17-20.10.1995 р. Затверджено запаси продуктивних пластів ВК 1, ВК 2, ЮК 0-0 1, ЮК 2-3, ЮК 4 і базального горизонту. Станом вивченості на 01.12.1995 р. оперативно підраховані запаси нафти продуктивного пласта ЮК 1, а в 2007 році на баланс поставлені запаси нафти і розчиненого газу продуктивного пласта ЮК 6.
У 2004 році тематичної партією ГеоНАЦ ВАТ Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз виконана переоцінка запасів нафти продуктивного пласта ЮК 2-3. За м...
