Характеристика геологического строения.
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 4,27.
Коллекторские свойства горизонта представлены в табл. 1. Они получены на основании лабораторных исследований керна. Основные коллекторские параметры пластов приняты по данным интерпретации промыслово-геофизических методов.
Таблица 1. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности.
| Наименование | Проницаемость, Мкм2 | Пористость, Доли ед. | Начальная нефтенасыщенность |
| Кол-во скважин, шт. | 19 | 19 | 4 |
| Кол. определений, шт | 413 | 514 | 228 |
| Среднее значение | 0,77 | 0,205 | 0,867 |
| К-т, вариации, доли ед. | 0,89 | 0,18 | 0,14 |
| Интервал изменения | 0,004-2,720 | 0,079-0,319 | 0,350-0.982 |
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.
|
|
|
Объект разработки Д1 представляется совокупностью трёх типов пород-коллекторов с различной фильтрационной и ёмкостной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полном замещении их неколлекторами. В силу этого выделяемые пласты характеризуются линзовидным строением. В одних условиях высокопродуктивные коллекторы представлены линзами по отношению к другому типу, в других случаях они являются вмещающими породами.
Достаточно чётко, в целом по пласту, прослеживается тенденция увеличения доли коллекторов по разрезу сверху вниз. Её формируют высокопродуктивные коллектора с глинистостью менее 2%. Из общей закономерности выпадает пласт б1. сокращение площадей продуктивности по пластам г2 и связано с ростом доли водонасыщенных зон.
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».
|
|
|
Фильтрационно-ёмкостные свойства пород продуктивного горизонта представлены в таблице 2.
Таблица 2. Средневзвешенные значения фильтрационно-емкостных параметров пластов горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади.
| Пласт | Параметр | Группа коллектора | I | II | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| а | К пористости, доли ед. | 0,214 | 0,188 | 0,148 | 0,188 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,844 | 0,273 | 0,076 | 0,446 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,859 | 0,773 | 0,696 | 0,792 |
Продолжение таблицы 2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| б1 | К пористости, доли ед. | 0,214 | 0,19 | 0,149 | 0,188 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,762 | 0,304 | 0,063 | 0,4 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,853 | 0,772 | 0,687 | 0,78 | |
| б2 | К пористости, доли ед. | 0,213 | 0,192 | 0,149 | 0,189 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,806 | 0,304 | 0,071 | 0,405 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,841 | 0,777 | 0,675 | 0,774 | |
| б3 | К пористости, доли ед. | 0,214 | 0,196 | 0,152 | 0,199 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,839 | 0,379 | 0,07 | 0,558 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,86 | 0,778 | 0,657 | 0,8 | |
| в | К пористости, доли ед. | 0,212 | 0,19 | 0,148 | 0,197 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,831 | 0,348 | 0,071 | 0,589 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,864 | 0,793 | 0,688 | 0,822 | |
| г1 | К пористости, доли ед. | 0,21 | 0,188 | 0,15 | 0,199 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,715 | 0,307 | 0,082 | 0,561 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,843 | 0,782 | 0,695 | 0,811 | |
| г2 | К пористости, доли ед. | 0,211 | 0,187 | 0,153 | 0,203 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,701 | 0,286 | 0,086 | 0,584 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,857 | 0,781 | 0,672 | 0,831 | |
| д | К пористости, доли ед. | 0,212 | 0,187 | 0,15 | 0,2 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,643 | 0,274 | 0,082 | 0,517 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,818 | 0,8 | 0,645 | 0,794 | |
| Д1 | К пористости, доли ед. | 0,212 | 0,191 | 0,15 | 0,198 |
| К проницаемости, мкм2 | 0,762 | 0,324 | 0,075 | 0,534 | |
| К нефтенасыщености, доли ед. | 0,853 | 0,78 | 0,681 | 0,806 |
Более однородны пласты по толщине (табл. 3). Особенно это характерно для групп коллекторов – мало продуктивных 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 3. Характеристика толщин продуктивных пластов горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади.
| Толщина | Наименование | Зоны горизонта | По пласту | |
| нефтяная | водонефт. | в целом | ||
| Общая | Средняя, м | 33,1 | 10 | 43,3 |
| Коэф-т вариации, доли ед. | 0,149 | 0,566 | 0,079 | |
| Интервал изменения, м | 14,8-45,8 | 1,6-39,0 | 30,0-58,4 | |
| Нефтенасыщенная | Средняя, м | 33,1 | 5,9 | 33,2 |
| Коэфф-т вариации, доли ед. | 0,149 | 0,725 | 0,148 | |
| Интервал изменения, м | 14,8-45,8 | 0,6-31,6 | 14,8-45,8 | |
| Водонасыщенная | Средняя, м | — | 3,2 | 10,7 |
| Коэфф-т вариации, доли ед. | — | 0,581 | 0,421 | |
| Интервал изменения, м | — | 0,3-9,6 | 1,0-24,8 | |
| Эффективная | Средняя, м | 12,2 | 8 | 17,7 |
| Коэфф-т вариации, доли ед. | 0,527 | 0,584 | 0,372 | |
| Интервал изменения, м | 1,0-31,2 | 1,0-38,6 | 2,6-43,2 | |
| Нефтенасыщенная | Средняя, м | 12 | 5,8 | 13,7 |
| Коэфф-т вариации, доли ед. | 0,53 | 0,732 | 0,467 | |
| Интервал изменения, м | 1,0-31,2 | 0,6-31,6 | 1,0-34,8 | |
| Водонасыщенная | Средняя, м | — | 3,2 | 6 |
| Коэфф-т вариации, доли ед. | — | 0,592 | 0,62 | |
| Интервал изменения, м | — | 0,3-9,6 | 0,3-20,8 |
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.
|
|
|
Дата добавления: 2015-12-16; просмотров: 155; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!