2.4. Характеристика продуктивных горизонтов

Залежи пласта БС 10.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой си¬стемы) входит толща пород, представленных темно-серыми аргиллитами с про¬слоями песчаников, в разрезе которых выделяются продуктивные пласты БС.

Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, ох¬ватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом, а, возможно, зоной глинизации.

Пласт БС 10 характеризуется, в основном, очень высокой продуктивностью.

Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт с некоторой долей условности разделен на две пачки - БС10В (верх) и БС10Н (низ). Пласт БС11 , который был выделен на Моховой площади, вошел в объем пласта БС 1.

Верхняя пачка представлена мощными монолитными песчаниками, хотя характер ее распространения в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части месторождения (Восточно-Моховая площадь) общая толщина верхней пачки не превышает 8-17м, уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до 2 м. В западной части месторождения (Федоровская площадь) верхняя пачка имеет толщину от 10 до 13 м. В центральной части месторождения (Моховая площадь) общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная тол¬щина верхней пачки по месторождению - 27,5 м.

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разно¬стей. В некоторых скважинах нижняя пачка полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,1 м.

Среднее положение ВНК 2242,6 м. На Моховой площади отмечается не¬большой его наклон в юго-восточном направлении до 2246 м.

3.Технологическая часть

3.1.Состояние разработки месторождения

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение из пласта нефти, газа и попутных компонентов, содержащихся в них, и управление этим процессом.

Рациональной считают систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района, включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт.

Федоровское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления методом заводнения, т.е. закачки воды в пласт. Наиболее применяется площадное заводнение, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой последовательности, установленной проектным документом на разработку.

Физические свойства коллектора.

Коллекторы пласта БС10 представлены песчаниками кварц-полево¬шпатового состава (содержание кварца 34%, полевых шпатов - 45%, обломков горных пород - 9,5%, слюды - 2,9%), мелкозернистыми и среднезернистыми. Цемент песчаников каолинит-хлорит гидрослюдистого состава, содержание его в шлифах изменяется от 0,5 до 4,8%, составляя з среднем 2,8%.

Нефтеносная часть сложена породами со свойствами лучшими, чем водоносная.

Пористость пород-коллекторов определялась как по керну методом насы¬щения, так и геофизическими методами отдельно для нефтяных и водонефтяных зон. Большое количество определений (667 по 27 скважинам) позволяет уверенно брать для подсчетов запасов и технологических расчетов величины, определенные по керну, которые составили соответственно для нефтяной и водонефтяной зон 24,5 и 23,4%, а в целом для всей залежи 23,9%.

По открытой пористости породы пласта БС10 на различных площадях существенно не различаются: на Восточно-Моховой северной и южной частях площади пористость в среднем равна 23-2 и 23,4 %, на Федоровской и Моховой площадях -23,8 и 24,1%.

Проницаемость определялась по керну фильтрацией газа на установке ГК-5 и промысловыми исследованиями разведочных скважин. Всего сделано 310 лабораторных определений проницаемости из 27 скважин, 15 из которых распо-ложены в пределах Моховой площади. Средние значения проницаемости определены как для нефтяной и водонефтяной зон, так и для месторождения в целом, которые составляют 0,244, 0,193, 0,227 мкм2 По Моховой площади средняя проницаемость составила (0,281-0,184 мкм2.

Насыщенность связанной водой пласта БС 10 определена методом центри-фугирования. Получаемые при этом результаты характеризуют способность по¬род удерживать воду при единых условиях ее вытеснения и являются поэтому комплексным литолого-физическим показателем качества коллекторов. Насыщенность связанной водой по Моховой площади равна 0,301.

Пласт БС 10 наиболее расчленен из всех пластов Федоровского месторождения. Для оценки неоднородности коллекторов пласта БС 10 по проницаемости был проведен однофакторный дисперсионный анализ по 288 определениям из 28 скважин. Результаты, полученные при расчетах, показали, что послойная неоднородность (по разрезу) несколько выше зональной (по площади) и соответственно равна 0,504 и 0,274 (квадрат коэффициента вариации). На Моховой площади среднее количество пропластков 7,01.

Показатели неоднородности пластов сведены в таблице (2). Наиболее важным из них является параметр прерывистости, определяющий коэффициенты охвата воздействием в зависимости от системы заводнения, плотности и геометрии сетки скважин.