Коллекторские свойства продуктивных пластов

1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов

В разрезе пласта DI выделяются (снизу вверх) пласты: д ,г2, г1, б3, б2, б1, в, а. Вследствие замещения проницаемых пород непроницаемыми, пласты не всегда представлены коллекторами. Поэтому только в отдельных скважинах выделяются все проницаемые пласты. В большинстве же скважин происходит их замещение в различных комбинациях.

Пласт "д" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 4,7м, средняя пористость по песчаникам – 21%, по алевролитам – 15%; средняя проницаемость по песчаникам – 0,436мкм², средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,870, по алевролитам – 0,704.

Пласт "г2" средняя пористость по песчаникам – 21,3%, по алевролитам – 14,9%; средняя проницаемость по алевролитам – 0,721мкм², по песчаникам – 0,327мкм²; средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,865, по алевролитам – 0,721.

Средняя мощность пласта "г1" 3,7 м, средняя пористость песчаников 20,4%, для алевролитов – 15,5 %; средняя проницаемость для песчаников – 0,362 мкм², для алевролитов - 0,145 мкм²; средняя нефтенасыщенность для песчаников - 0,853, для алевролитов – 0,719.

Пласт "в" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 3,3 м, средняя пористость по песчаникам – 21 %, по алевролитам – 14,7%; средняя проницаемость по песчаникам 0,467 мкм², по алевролитам – 0,131мкм²; средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,875, по алевролитам – 0,698. Пласт "б3" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 2,89 м, средняя пористость по песчаникам 21,6%, по алевролитам – 15,3 %; средняя проницаемость по песчаникам 0,505 мкм ², по алевролитам – 0,147 мкм ². Средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,877, по алевролитам – 0,683.

Средняя мощность пласта "б2" – 2,4 м, средняя пористость по песчаникам – 20,6 %, по алевролитам 15,7 %, проницаемость по песчаникам – 0,428 мкм², по алевролитам - 0,250 мкм ²; нефтенасыщенность по песчаникам – 0,874, по алевролитам – 0,699. Средняя мощность пласта "б1" – 2 м. Средняя пористость по песчаникам – 19,8 %; по алевролитам – 15,5 %; средняя проницаемость по песчаникам – 0,374 мкм², по алевролитам – 0,173 мкм^2, средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,874, по алевролитам – 0,699.

Пласт "а" представлен алевролитами, которые в виде различных по размеру линз неравномерно распространяется по площади. В целом пласты маломощны от 1,2 до 4,0 м, средняя мощность пласта 2,28 м. Средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам- 14,6%. Средняя проницаемость по песчаникам 0,870 доли единиц, по алевролитам – 0,721. Пласты "б1", "б2" также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. По геофизическим данным по горизонту DV среднее значение пористости 18,3 %, интервал изменения 22 % - 30 %; среднее значение проницаемости – 0,344 мкм ², интервал изменения параметра от 0,012 - 2,656 мкм². Характеристика параметров пласта приведена в табл.1.2.2, толщина пласта – в табл. 1.2.1 .

Основным эксплуатационным объектом являются отложения бобриковского горизонта нижнего карбона, представленные терригенными коллекторами. Средняя глубина залегания 1000-1200м. В сложении терригенной толщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки. В разрезе горизонта C выделяются (снизу вверх) пласты: вв, вв, вв, вв. Покрышкой для залежи служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью от 8 до 12 м. В связи с региональным, ступенчатым погружением пластов на север, северо-восток и восток от Куакбашской площади, а также в связи с неоднородностью пластов-коллекторов, наблюдаются "скачки" в положении ВНК от поднятия к поднятию, составляющих залежь.

Поверхность ВНК по залежи ступенчато погружается в северном и северо-восточном направлениях в абсолютных отметках от 810 м до 846м на север.

Таблица 1.2.1 Толщина пласта

Таблица 1.2.2 Характеристика параметров пластов

Верхний пласт вв имеет линзовидный характер распространения. Лишь на II, IV, VII блоках они имеют площадную или полосообразную форму залегания. Толщина пласта небольшая: 0, 8-2,8 м (в среднем – 1,5 м). Пористость пласта от 13.5 % до 22.2 %, проницаемость от 0,028 до 1,347 мкм. Пласт содержит 11,3 % начальных извлекаемых запасов горизонта C. Пропласток вв имеет более сложное строение. В его составе в полных разрезах выделяется до 3 прослоев. Толщина пропластка изменяется от 1,0 до 9,8м, составляя в среднем 3,1 м. Пористость пласта изменяется от 19,5 до 22,9%, проницаемость от 0,421 до 2,088 мкм. Пласт вв содержит 60,1% извлекаемых запасов горизонта C. В 14 % скважин происходит слияние пласта вв с вышележащими вв. Толщина глинистой перемычки между ними колеблется от 0,6 до 6,8 м. Пропласток вв имеет широкое развитие. Песчаные тела встречаются линзовидной, полосообразной и площадной формы залегания. Толщина пропластков изменяется от 0,8 до 17,6 м, составляя в среднем 3,4 м. В 46 % скважин пропласток сливается с вышележащим вв. Пористость пласта изменяется от 19,2 до 27,6 %; проницаемость от 0,281 до 4,255мкм. Пласт вв содержит 28,6 % извлекаемых запасов пласта С.Нижний пропласток вв залегает на аргиллитах елховского возраста, толщина которых изменяется от 1,8 до 4,0 м. Пропласток имеет довольно ограниченное распространение, нефтеносен всего в 5 скважинах.