2.2. Основные параметры пласта

Рассматриваемая залежь N 9 расположена в центральной части Абдрахмановской площади. Размеры залежи 8,3*3,9км. Площадь нефтеносности 1783,1га, водонефтеная зона составляет 468га.

Залежь имеет сложную конфигурацию контура нефтеносности. С запада, юга и, частично, с востока залежь ограничена зоной отсутствия коллекторов. Водонефтеная зона прослеживается на севере, северо-востоке, юго-востоке и юго-западе залежи и занимает 14% ее площади. Ширина водонефтеной зоны достигает 1км.

Залежь структурно- литологическая ( по классификации Г.Ованесова ).

Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от- 835м до -868м, в среднем порядка-855м -860м. ВНК отбивается на отметке -875м. Высота залежи 34м. Основными продуктивными объектами залежи являются пласты СIвв3, СIвв1+2 ,которые имеют в значительной степени прерывистое строение. Пласты CIвв4 и СIвв1+2 встречаются обычно в виде отдельных линз ( минимальный диаметр линз пород- коллекторов - 0,4км ), при этом нижний пласт СIвв1+2 , как правило, водоносен.

Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми глинистыми породами елховского горизонта, прослеживающимися регионально в пределах Абдрахмановской площади. Мощность этих отложений меняется от 2м до 6м. Покрышкой для залежей бобриковского горизонта служит глинисто карбонатная толща тульского горизонта, мощностью около 12м .

Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от -845,6м до 866,7м . ВНК в пределах ОУ отбивается на отметке -875м.

Основные параметры продуктивных объектов.

а) Емкостные свойства пород- коллекторов.

Эксплуатационным объектом залежи являются терригенные пласты- коллекторы бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Породы- коллекторы слагаются преимущественно мелкозернистыми песчаниками в разной степени алевритовыми и песчаными алевролитами, прослоями глинистыми. Песчаники и алевролиты являются мономинеральными. Кварц в них составляет 95-99% породы. Кроме кварца из обломочных минералов наиболее часто встречаются полевые шпаты, чешуйки мусковита, реже обломки циркона, турмалина, кремня. Из аутигенных минералов наибольшее распространение имеют кремнезем, кальцит, пирит, каолинит и очень редко - гипс.

Cтепень окатанности обломочного материала, как и степень сортировки зерен, резко изменяется даже в пределах тонких слоев и микрослоев. Угловатые, клиновидные зерна встречаются довольно часто. Наряду с ними встречаются и хорошо окатанные.

В пластах песчаники чаще неяснослоистые, в кровле и подошве горизонтально - реже косослоистые. Зерна кварца, как правило, хорошо отсортированные, угловато- окатанные, изометричной или удлиненной формы. Размер зерен преобладает 0,20-0,25мм.

Характерной чертой пород- коллекторов является резкое преобладание рыхлой и весьма рыхлой укладки зерен, что и обеспечивает высокие их коллекторские свойства. Размер пор от 0,03 до 0,2мм. Цемент в песчаниках составляет незначительный процент породы ( 1-5% ) и распределен неравномерно. Наиболее равномерно и широко распространен кремнистый цемент, обеспечивающий крепость породы. Глинистый цемент в основном каолиновый, реже каолинито-гидрослюдистый. Коллекторские свойства песчаников в пластах высокие: пористость до 30% и более, Проницаемость достигает 1-3мкм.

Алевролиты, в основном, крупнозернистые. Пористость крупнозернистых алевролитов достигает 28%, проницаемость составляет

преимущественно 0,6-0,9мкм. Кроме того, развиты разнозернистые, мелко- и разнозернистые алевролиты. Коллекторские характеристики разнозернистых алевролитов варьируют в широких пределах: пористость от 15-16 до 25-26%, проницаемость от 0,02-0,03 до 0,3-0,5мкм. Алевролиты мелко- и разнозернистые, обычно, плохо отсортированы и обладают низкими коллекторскими свойствами: пористость от единиц до 16-18%, проницаемость менее 0,001- 0,005мкм.

Литологически пласты ОУ представлены песчаниками. И лишь 2 скважины (NN 894, 27952) вскрыли алевролиты. Пористость песчаников в пластах высокая и изменяется в незначительных пределах 19% (скв.N 27948) -22% (скв.N17264).

Зоны с пористостью 17% и меньше расположены на севере и северовостоке ОУ.

Проницаемость песчаников изменяется в широких пределах от 0,07мкм (скв.N 27945) до 0,68 (скв.N 17264).

Следует отметить, что породы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами принадлежат зонам наибольших толщин пласта.

б) толщина пород- коллекторов.

Общая толщина продуктивной части разреза залежи изменяется по скважинам в значительных пределах от 0,8 до 19,8м. Это связано с колебаниями толщин пластов- коллекторов и глинистых разделов между ними.

Эффективная толщина (в том числе и нефтенасыщенная) пластов определялась по комплексу ГИС. Она колеблется 0,8м (скв.N 3222) до 15,2м (скв.N 3283). Зоны повышенных мощностей до 8-12м прослеживаются в виде узкой полосы в центре залежи, пласты с мощностью до 2м, в основном, в приконтурной зоне.

В пределах ОУ нефтенасыщенная мощность изменяется от 1,6м (скв.N 27952) до 8,4м (скв.N 17264) .

в) характеристика неоднородности пород- коллекторов.

Неоднородность пластов определяется изменением структурно-

текстурных особенностей, в частности, сортировкой обломочного материала и характером слоистости, который обычно изменяется через каждые 10-20см.

Кроме того, важно решить вопрос, который касается степени выдержанности по площади проницаемых прослоев и разделов между ними. Поэтому с точки зрения разработки объекта необходимо построение геолого- статистического разреза (ГСР) .

На разрезе построенном по скважинам ОУ четко выделяются три пласта- коллектора, которые соответствуют 3 моделям.

К первой модели относится пласт СIвв3 . Пласт характеризуется долей скважин, вскрывших коллектор 70-92% и представляет собой монолитный пласт- коллектор с линзовидными прослоями непроницаемых пород. Каждый непроницаемый прослой имеет ограниченную площадь распространения и поэтому не может коррелироваться между разрезами соседних скважин. В результате прерывистости эти непроницаемые прослои не могут служить гидродинамическим экраном и поэтому пластовое давление при его изменении в любой части продуктивного разреза хорошо перераспределяется как по вертикали, так и по горизонтали.

Ко второй модели относятся пласты СIвв1+2 и СIвв4 с долей скважин 45,8-70% и 30-70% соответственно. Пласты представляют переслаивание выдержанных по площади проницаемых прослоев и в такой же степени выдержанных по площади непроницаемых разделов между ними. Непроницаемые прослои будут хорошими гидродинамическими экранами, и при изменении пластового давления в отдельных проницаемых прослоях его перераспределение между другими прослоями либо сильно затруднено, либо совсем не происходит. Хорошо перераспределяется пластовое давление лишь по простиранию данного прослоя.

Таким образом, при детальной корреляции в пределах пласта СIвв4 непроницаемые прослои, выделенные в разрезах соседних скважин, не коррелируются, а изображаются в виде изолированных линз. В пределах пластов СIвв3 и СIвв1+2 все проницаемые и непроницаемые прослои, вскрытые со

седними скважинами, должны рассматриваться как непрерывные и коррелироваться между собой.

Cтепень неоднородности пластов увеличевается за счет появления в них многочисленных тонких горизонтальных глинисто- углистых прожилок, образующих иногда отдельные пачки, мощностью 1-1,5cм. Углистые прожилки особенно ухудшают проницаемость. Для пластов СIвв1+2 и СIвв3 , CIвв3 и СIвв4 характерно слияние между собой. Коэффициент литологической связанности верхних пластов СIвв3 и СIвв4 в пределах контуров нефтеносности равен 0,8, то есть фактически они сливаются в монолитный пласт. Также часты слияния пластов СIвв1+2 и СIвв3 . Коэффициент литологической связанности равен 0,7.

Коэффициент расчлененности залежи N 9 бобриковского горизонта равен 1,26. Небольшая расчлененность продуктивного горизонта и значительная связанность пластов обусловили высокое значение коэффициента песчанистости - 0,89.

Анализ изменения толщин и характер распространения песчано-алевролитовых пород показывает, что в целом продуктивный горизонт характеризуется весьма сложным строением, невыдерженной толщиной слагающих его пластов. Наиболее однородным и менее прерывистым по сравнению с выше- и нижезалегающими пластами является пласт СIвв . Пласты СIвв , СIвв и СIвв вскрыты относительно малым числом скважин.

г) нефтенасыщенность.

Нефтенасыщенность продуктивных пластов залежи N 9 изменяется по скважинам в широких пределах от 46% до 85%. Это определяется изменением емкостных свойств вмещающих пород - коллекторов. Зоны повышенной нефтенасыщенности до 80-85% отмечаются в центральных частях залежи, зоны с нефтенасыщенностью менее 50% расположены в приконтурной зоне.

В пределах ОУ нефтенасыщенность изменяется от 50% до 82%. Зона повышенной нефтенасыщенности вытянута в виде узкой полосы с юго-запада на северо- восток. Зоны с меньшей нефтенасыщенностью

прослеживаются на перифериях ОУ.

Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов рассматриваемого ОУ дана в таблице 1.

Таблица 1.

№ скважины	Коэффициент пористости %	Коэффициент прониц мкм	Нефтенас. тощина м	Нефтенасыщ. %
1	16.0	0.17	3.0	52.0
2	17.0	0.24	6.2	63.0
3	20.0	0.53	4.4	70.0
4	19.0	0.49	5.8	68.0
5	18.0	0.42	5.2	62.0
6	17.0	0.24	3.2	50.0
7	18.5	0.31	2.4	79.0
8	21.0	0.57	5.8	75.0
9	22.0	0.68	8.4	75.0
10	15.0	0.16	2.8	61.0
11	16.0-18.0	0.15-0.26	3.6	51.0-66.0
12	18.0-16.1	0.28-0.19	6.6	64.0-54.0
13	22.0	0.58	6.4	81.0
14	18.0-20.0-19.0	0.07-0.08-0.07	5.8	72.0-82.0-67.0
15	22.0-20.0-19.0	0.09-0.09-0.08	7.8	79.0-82.0-52.0
16	20.0	0.12	2.2	68.0
17	18.0-20.0	0.40-0.42	5.4	57.0-65.0
18	16.7	0.31	1.6	61.0
19	19.5-19.5-21.7	0.69-0.52-0.52	3.2	56.3-52.4-41.6