Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных горизонтов

Основными породами, слагающими продуктивные горизонты месторождения Эхаби, являются пески, песчаники, алевриты, тонкие прослои песчанистых глин.

Наблюдается фациальная изменчивость коллекторов продуктивных горизонтов, частичное замещение песчаных разностей глинистыми, особенно в южной части месторождения.

Коллекторские свойства продуктивных пластов наиболее полно охарактеризовано керном, поднятым из оценочных скважин: 459, 465, 466, пробуренных в 1964 г. в различных частях складки.

XIII пласт залегает на глубинах 610−629 м. Представлен песчаной пачкой, хорошо прослеживается по площади.

Общая толщина пласта колеблется от 8 м (скв. 508) до 48 м (скв. 172); в среднем по площади равна 18,2 м.

Как общая, так и эффективная толщина пласта равномерно уменьшается с севера на юг за счет глинизации.

XIII пласт охарактеризован керном по скважинам: 6, 7, 8, 15, 16, 24, 29, 32, 39, 41, 43, 44, 48, 50, 54, 58, 59, 60, 62, 65, 67, 70, 71, 153, 175, 243, 275, 276, однако, по большинству скважин имеются единичные определения физических параметров. В скважинах 459, 465, 466 бурение осуществлялось со сплошным отбором керна.

По данным анализа керна пласт представлен: песчаниками серыми, мелкозернистыми, глинистыми и песком светло-серым, слабосцементированным, рыхлым, разнозернистым, глинистым. Встречаются прослойки глин серых, алевритово-песчанистых с примесью песка.

По механическому составу в породах преобладают фракции с размером зерен 0,05−0,1 мм.

Открытая пористость колеблется от 9,33% до 25%, составляя в среднем 20,74%.

Проницаемость пород колеблется от величин ниже до. Нефтенасыщенность определяется по оценочным скважинам и характеризуется как остаточная. Начальная — определялась по данным геофизических исследований и составляет — 74,66%.

XIV пласт залегает на глубинах 643−680 м. Представлен пачкой песчаников с маломощными глинистыми прослоями; в северной и присводовой частях имеет максимальное развития. К югу от свода сильно глинизируется, что резко снижает его продуктивность. Общая толщина пласта изменяется от 57 м (скв. 13) до 21 (скв. 333), составляя в среднем по площади 324 м. Пласт охарактеризован керном по скважинам: 5, 6, 8, 14, 16, 18, 19, 20, 21, 23, 24, 26, 28, 30, 32, 33, 41, 43, 48, 52, 58, 79, 153, 161, 243, 274, 275, 451, 456, 459, 465, 466. По результатам определения механического состава пород пласта в них преобладают фракции с размером зерен 0,1−0,25 мм (иногда свыше 50%).

Открытая пористость колеблется от 10,5% до 25,6%; средняя — 20,0%. Проницаемость от. до. Нефтенасыщенность по результатам электрометрических исследований — 0,74.

XV пласт залегает на глубине 681−706 м. Представлен чередованием глин и песчаников мелкозернистых с преобладанием глинистых разностей. Средняя общая толщина пласта — 25,7 м; эффективная — 3−4 м. Максимальное развитие мощностей наблюдается на западном крыле. Значение средней открытой пористости — 17,0%. Проницаемость пород пласта — от практически непроницаемых до .

Нефтенасыщенность коллекторов по данным электрометрических исследований скважин — 0,57.

XVI пласт залегает на глубине 771−817 м. Пласт представлен, в основном, тремя песчаными прослоями, разделенными глинистыми пачками толщиной от 4 до 18 м.

Общая толщина пласта колеблется от 24 м на севере (скв. 145) до 63 м в средней части (скв. 326), составляя в среднем по площади — 45,3 м.

Средний пропласток имеет большую толщину по сравнению с другими и наиболее выдержан в литологическом отношении. Наибольшую толщина он имеет в северной присводовой части залежи, к югу — имеет тенденцию к выклиниванию и в скв. 233 его эффективная толщина снижается до 4−5 м.

Нижний пропласток несколько глинизируется к северу и его эффективная толщина с 9 м на юге снижается до 3−4 м. Верхний пропласток имеет постоянную толщина на севере и на юге он несколько глинизируется.

Пласт керном охарактеризован по скважинам: 106, 145, 183, 223, 226, 234, 449, 459, 465, 466.

По данным анализов керна пласт представлен песчаником серым, мелкозернистым, сильно глинистым, слабосцементированным. Средняя открытая пористость равна 17% пределы ее колеблются от 7,47% до 21,27%. Проницаемость достигает величины -. Нефтенасыщенность — 0,7.

XVII пласт залегает на глубине 750−945 м. Литологически представлен тремя песчаными прослоями, разделенными глинами. Сравнительно выдержанным является средний пропласток, который прослеживается по всей площади. Верхний и нижний пропластки имеют тенденцию к глинизации на значительной площади. На юге в районе скважин 152, 229 все три пропластка хорошо прослеживаются и выдержаны по мощности. Общая толщина пласта изменяется от 19 м (скв. 106) до 51 м (скв. 233), в среднем составляет 34 м. Средняя эффективная толщина — 7 м. Наименьшая величина эффективной мощности отмечается на северной переклинали (скв. 145, 465 — 2 м), где верхний и нижний пропластки замещаются глинами и алевритами. Наиболее выдержана толщина в своде, где величина ее составляет 6−7 м. Керном пласт охарактеризован в скважинах 112, 220, 223, 224, 225, 226, 227, 233, 234, 459, 466, 465.

По данным анализов керна пласт представлен песчаниками серыми, мелкозернистыми, алевритово-глинистыми, средне и слабосцементированными. Открытая пористость песчаных прослоев имеет различные значения, достигая величина 21,75%.

В среднем открытая пористость коллекторов равна 16%, проницаемость колеблется от до, Нефтенасыщенность — 0,64.

XVIII пласт залегает на глубине 900 — 1045 м. Представлен сравнительно монолитным пластом песчаника. В восточной части (в районе скв. 401,403) пласт полностью замещается глинами. Максимальная толщина отмечается на юго-западе в скв. 225 — 59 м. Минимальная толщина в северной и присводовой частях — в скв. 352 — 5 м. Средняя толщина пласта 28 м.

Эффективная толщина пласта изменяется в широких пределах — от 1,5 м (скв. 404) до 57 м (скв. 225). Наименьшее значение ее приурочено к северной присводовой зоне (скв. 404, 352 — 1,5 — 2 м). К северу от свода эффективная толщина увеличивается, достигая в скважине 465 — 7.6 м. В сводовой части эффективная толщина колеблется от 3 до 12 м, в южной части растет до 57 м (скв. 225).

Керном XVIII пласт охарактеризован по скважинам: 112, 220, 221, 224, 225, 227, 230, 255, 459, 465, 466. Пласт представлен песчаником серым, мелкозернистым, неотсортированным, слабосцементированным.

Открытая пористость пород пласта колеблется от 4,4 до 21%, средняя 17%, Нефтенасыщенность — 0,8.

XIX пласт залегает на глубине 936−1007 м. сложен глинисто-песчаными образованиями. По каротажным диаграммам XIX пласт можно разделить на две песчаные пачки: верхнюю — песчаную и нижнюю — песчано-глинистую, разделенную глинистым прослоем. Верхняя песчаная пачка хорошо прослеживается по площади.

Общая толщина XIX пласта колеблется от 12 м до 40 м, составляя в среднем по площади — 20,6 м. Толщина закономерно изменяется по площади, увеличиваясь с юга на север. Характерно уменьшение эффективных мощностей на юге и увеличение их в северо-западной части структуры (скв. 228 — 22,7 м, скв.112 — 22,1 м, скв.506 — 32,4). В центральной части структуры эффективные мощности колеблются от 10 до 15 м. Средняя эффективная толщина пласта — 12 м.

Керном XIX пласт охарактеризован по скважинам 106, 112, 183, 225, 228, 230, 465, 466. По данным анализа керна верхняя песчаная пачка представлена песчаником серым, мелко и разнозернистым, алевритистым с включением глин, слабосцементированным. Нижняя пачка представлена песчаником серым, сильно глинистым, с прослоями глин серых, уплотненных. Средняя открытая пористость пород пласта — 10%, проницаемость колеблется от 1,6 до, Нефтенасыщенность — 0,79.