Продуктивная характеристика пластов

Характеристика толщин пластов Промышленные залежи нефти на Северо-Харьягинском месторождении приурочены к терригенным коллекторам пластов I — б и джьерского и I — в яранского горизонтов. Характеристика толщин песчаных пластов по месторождению дана в таблице 1.1.

Залежь пласта I — б небольшая, где общая толщина варьирует от 5 до 11 м при среднем значении 7 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины одинаковые, колеблются от 1,5 до 2,5 м и в среднем равняются 1,9 м.

Таблица 1. Характеристика толщин пласта

Верхняя часть I — в пласта более мощная, чем I — б пласта и в среднем общая толщина равна 36,9 м (диапазон изменения 31,7? 43,9 м). Эффективные толщины изменяются от 14,1 до 27,3 м, а нефтенасыщенные от 5,5 до 12,6 м, при среднем значении 21,4 м и 7,7 м, соответственно.

Показатели неоднородности пластов Для изучения влияния неоднородности на разработку Северо-Харьягинского месторождения определялись коэффициенты песчанистости, расчлененности и макронеоднородности. Значения этих коэффициентов приведены в таблице 1.2.

Таблица 2. Статистические показатели характеристик неоднородности.

Коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта, отражает характер неоднородности и показывает какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта. Северо — Харьягинском месторождении для пластов I — б и I — в он равен, соответственно — 0,27; 0,62. Коэффициент расчлененности представляет собой отношение числа проницаемых пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е. показывает среднее число проницаемых пластов, слагающих продуктивный горизонт. Для данного месторождения по пластам I — б и I — в он равен 0,631 и 0,308, соответственно.

Комплексный коэффициент макронеоднородности учитывает расчлененность и представляет собой отношение количества проницаемых прослоев к толщине вскрытых скважинами проницаемых прослоев. Характеризует расчлененность объекта разработки на единицу толщины пород-коллекторов.

На Северо-Харьягинском месторождении по пластам I — б и I — в он равен 0,631 и 0,308, соответственно.

Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов Определение коллекторских свойств пластов проводилось по результатам керновых, геофизических и гидродинамических исследований.

Керновые определения проводились в лаборатории физики пласта Печоранефть. Значения пористости (К_п) песчаников пласта I — б по керну меняется от 10,34 до 13,51% и в среднем составляет 11,92%. Пористость песчаников пласта I — в — 12,38% при диапазоне изменения от 8,93 до 14,7%. Среднее значение проницаемости (К_пр) по керну для пласта I — б равна 79,13 * 10^-15 м² при диапазоне изменения от 1,37 до 186,20 * 10^-15 м². Для пласта I — в значение проницаемости колеблется от 7,91 до 387,98 * 10^-15 м², составляя в среднем 122,44 * 10^-15 м².

По гидродинамическим исследованиям проницаемость определялась только для пласта I — в и равна 3,8 * 10^-15 м². При размахе содержания 0,64? 7,21 * 10^-15 м². Значение нефтенасыщенности по керну определялось через уравнение связи К_пэф = 1.16 * К_п — 4.25 при коэффициенте корреляции r = 0,92 и равно, соответственно, для пласта I — б — 80%, для пласта I — в — 79%.

Для изучения терригенных поддоманиковых отложений Северо-Харьягинского месторождения применялся стандартный комплекс исследований, принятый в Тимано — Печорской провинции. Из скважин, пробуренных на Северо-Харьягинском месторождении, полный комплекс выполнен в скважинах 1 и 2. В скважинах 3 и 6 выделение коллекторов производилось по качественным признакам из-за отсутствия исследований АК и некачественной записи НГК. В целом геофизический материал по месторождению хорошего качества.

При наличии комплекса характерных для терригенных коллекторов качественных и количественных признаков в эффективные толщины включились интервалы, однозначно характеризующиеся по большинству геофизических методов.

При исследовании образцов керна граничное значение пористости принято равным 10% для пород верхнего девона и 9% для пород среднего девона.

Результаты исследований керна подтверждают высокую пористость, при этом пласты — коллекторы характеризуются более низкими фильтрационными свойствами, что, несомненно, ухудшает коллекторские свойства.