Основные параметры продуктивных пластов

Горизонт Д1 характеризуется многопластовым строением. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которые составляют в среднем 43,3 м при колебаниях по скважинам от 30,8 до 58,4, выделяется до десяти пропластков. Средняя величина расчлененности по горизонту в целом составляет 4,6 по продуктивным зонам.

Пласт «а» имеет основное развитие в центральной части площади, где он представлен песчаником I группы меридиального направления и составляет 39,0% от всей площади данного пласта (1) — 22,1%. По распределению алевролиты занимают 38,9% всей нефтеносной площади. Пласт маломощный, средняя толщина 1−3,025 м, (1) 1,85 м., П-1,90 м. толщина пласта меняется от 1,0 до 6,0 м. доля коллекторов с мощностью менее 3,0 м составляет 67,7%, средняя пористость 1−1,3%, (1)-19,4%, П-14,4%, проницаемость 0,267 мкм2. Пласт «а» содержит 6,7% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт «б1,2» — маломощный — средняя толщина 1−3,87 м, (1) — 2,33 м, П-1,75 м., пористость 1- 21,3%, (1) — 18,8%, П-14,6%, проницаемость 0,290 мкм2, доля мощности менее 3 м составляет 63,3%. Соотношение площадей нефтенасыщенных коллекторов по группам пород 1−34,6%, (1) — 29,2%, П-36,2%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт «б3» — 71,6% площади занято коллекторами, из них I — 43,4%, (I) — 27,4%, П-29,2%. Средняя мощность пласта I — 4,15 м, (I) — 2,42 м, П-1,78 м. средняя пористость I — 21,4%, (I) — 19,5%, П- 14,9%. Проницаемость — 0,327 мкм2. пласты, мощностью менее 3 метров составляют 62,1%. Пласт «б3» содержит 15,3% извлекаемых запасов нефти горизонта Д1.

Пласт «в» — Средняя мощность пласта 3,3 м. средняя пористость I — 21,3%, (I) — 19,1%, П- 14,6%, проницаемость — 0,398 мкм2. Пласт имеет более хорошие коллекторские свойства на всей территории площади.

Доля пласта мощностью до 3 м составляет 51,7%. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Водонефтяная зона вскрыта только на востоке площади и составляет 0,4%. Нефтенасыщенная площадь: 1−58%, (I) — 17,2%, П- 24,8%. Пласт содержит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт «г1». В основном состоит из песчаников I и (I) группы. По своим коллекторским свойствам — это лучший из пластов горизонта Д1. Средняя мощность пласта: I — 4,23 м, (I) — 2,0 м, П-1,63 м, средняя пористость: I — 21%, (I) — 18,7%, П- 14,8%, нефтенасыщенностью I -86,7%, (I) — 81,5%, П- 71,8%, проницаемость: 0,378 мкм2. пласт содержит 19,3% извлекаемых запасов.

Нефтенасыщенная площадь: I — 68,4%, (I) — 10,5%, П- 21,1%.

Пласт «г2». В основном состоит из песчаников I и (I) группы. Средняя пористость: I — 21,1%, (I) — 18,7%, П- 15,2%, нефтенасыщенностью I -86,7%, (I) — 80,3%, П- 70,4%, проницаемость: 0,391 мкм2. Пласт содержит 22,9% извлекаемых запасов. Нефтенасыщенная площадь: I — 82,2%, (I) — 7,6%, П- 10,2. разработка промысловый нефть газ Пласт «д». В основном представлен песчаными коллекторами, доля их составляет: I — 75,8%, (I) — 9%, П- 15,2%. Нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы вскрыты в скважинах, составляющих 1,7%, остальные -78,3% приходится на водонасыщенные коллектора. Средняя мощность 5,0 м, нефтенасыщенная 3,5 м. Пласт «д» содержит 6% извлекаемых запасов. пористость I — 21,1%, (I) — 19,0%, П- 14,7%, проницаемость: 0,302 мкм2.

Для всех пластов коэффициент нефтеотдачи составляет: I — 0,570, (I) — 0,532, П- 0,408 .

Коллекторские свойства горизонта представлены в таблице 1.3.1. Они получены на основании исследований кернового, геофизических материалов и гидродинамических исследований. Основные коллекторские параметры пластов приняты по данным интерпретации промыслово-геофизических методов.

Таблица 1.3.1.

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности.

Вывод: на основании исследований кернового, геофизического материалов и гидродинамических исследований обращает на себя внимание различный объем выборки и интервалы изменения при обработке кернового и геофизического материалов. Учитывая высокую сходимость средних значений пористости, нефтенасыщенности и проницаемости, определённых по данным анализов керна и методов промысловой геофизики, а также хорошую корреляционную связь параметров по результатам обработки керна и промысловой геофизики и существенно большую полноту охвата промыслово-геофизическими исследованиями, чем материалами лабораторных анализов керна, основные коллекторские параметры пластов приняты по данным интерпретации промыслово-геофизических методов.

В пределах горизонта можно выделить три самостоятельных пачки, каждая из которых объединяет определенную группу коллекторов. О достаточной разобщённости этих пачек свидетельствуют коэффициенты литологической связанности (Ксв), которые на границе этих пачек составляют 0,10 и 0, 11. Верхняя пачка объединяет пласты а, б1, б2, б3, средняя представлена одним пластом — в, и нижняя — пластами г1, г2, д. большая гидродинамическая связь наблюдается между пластами б1 и б2, верхней пачки, где Ксв = 0,33 и в нижней пачке между пластами г1 и г2 с Ксв=0,43. связь между другими пластами несколько ниже.

Емкостные свойства по пластам изменяются несущественно: от 21,0% до 21,4% по высокопроницаемым неглинистым коллекторам, в пределах 18,7−19,6% глинистым и до 15,3% доходит пористость малопродуктивных коллекторов. В большей степени различаются пласты по проницаемости в среднем от 0,400 мкм2 по пласту «б1» до 0,589 мкм2 по пласту «в». Более существенная дифференциация прослеживается при сравнении коллекторов различных групп. Так проницаемости неглинистых выше глинистых высокопродуктивных коллекторов как минимум в 2 раза, а малопродуктивные имеют проницаемость на порядок ниже высокопродуктивных.

Фильтрационно-ёмкостные свойства пород продуктивного горизонта представлены в таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2.

Средневзвешенные значения фильтрационно-емкостных параметров пластов горизонта Д1 Южно — Ромашкинской площади.

Более однородны пласты по толщине (таблица 1.3.3.). Особенно это характерно для групп коллекторов — малопродуктивных и глинистых высокопродуктивных.

Так, средняя величина толщин пластов высокопродуктивных коллекторов изменяется от 2,5 м (пласт «б1») до 3,5 м (пласты «б3» и «г2») глинистых высокопродуктивных от 1,7 м (пласты «а» и «б1») до 2,7 м (пласт «д») и слабопродуктивных от 1,6 м до 1,9 м.

Таблица 1.3.3.

Характеристика толщин продуктивных пластов горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади.

Сравнение пластов по толщине и фильтрационным свойствам показывает, что процесс вытеснения в определённых идентичных групп коллекторов не будет иметь существенного отличия. А в конечном итоге, показатели процессов выработки запасов нефти будут определяться соотношением запасов в группах пород, зонально-неоднородных коллекторов различной проводимости и эффективностью системы воздействия на пласт.