1. УПРАВЛЕНИЕ РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. История разработки месторождения

Леккеркское месторождение открыто поисково-разведочными работами в 1996 году.

В административном отношении Леккеркское месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми. В 25 км юго - восточнее находится Суборское месторождение, эксплуатируемое в зимний период (на время действия «зимника»).

Площадь месторождения почти сплошь покрыта хвойными лесами с примесью лиственных пород. Встречаются массивы соснового леса.

Речная сеть представлена реками Уса и Большая Сыня с многочисленными мелкими ручьями. Эти реки судоходны и используются для целей водоснабжения. Ручьи и реки питаются водой из многочисленных болот, широко развитых в районе.

Климат резко континентальный с отрицательной среднегодовой температурой – 22 ⁰С, продолжительность зимнего периода в среднем равна 192 дням.

Среднегодовое количество осадков около 500 мм. Высота снежного покрова достигает 80 см. Устойчивый снежный покров ложится в октябре, болота промерзают в декабре. Лето умеренно теплое. Безморозный период составляет 70 ÷ 85 дней.

С районным городом Усинском поселок связан железной дорогой и автомобильной дорогой( в зимний период). Расстояние от месторождения до города Усинска – 30 км.

Питьевое и техническое водоснабжение осуществляется как из четвертичных отложений, так и из рек.

В районе имеется достаточное количество строительных материалов: гравия, песка, древесины. Цемент, кирпич и арматура доставляется из города Усинска.

Информация, полученная в результате глубокого бурения, площадных и региональных сейсморазведочных работ, других региональных геофизических исследований (грави -, магнито -, электроразведки), позволила дать представление о геологическом строении района и месторождения.

2. Продуктивная характеристика пластов

1.2.1 Характеристика толщин пластов

Промышленные залежи нефти на Леккеркском месторождении приурочены к терригенным коллекторам пластов I - б и джьерского и I - в яранского горизонтов. Характеристика толщин песчаных пластов по месторождению дана в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Характеристика толщин пласта

Пласт	Общая толщина		Эффективная толщина			Нефтенасыщенная толщина
	интервал изменения, м	среднее значение, м	интервал изменения, м	среднее значение, м	интервал изменения, м		среднее значение, м
I -б	5,0 ÷ 10,0	7	1,5 ÷ 2,5	1,9	1,5 ÷ 2,5		1,8
I -в	31,7 ÷ 43,9	36,9	14,1 ÷ 27,3	21,4	5,5 ÷ 12,6		7,7

Залежь пласта I - б небольшая, где общая толщина варьирует от 5 до 11 м при среднем значении 7 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины одинаковые, колеблются от 1,5 до 2,5 м и в среднем равняются 1,9 м.

Верхняя часть I - в пласта более мощная, чем I - б пласта и в среднем общая толщина равна 36,9 м (диапазон изменения 31,7 ÷ 43,9 м). Эффективные толщины изменяются от 14,1 до 27,3 м, а нефтенасыщенные от 5,5 до 12,6 м, при среднем значении 21,4 м и 7,7 м соответственно.

1.2.2 Показатели неоднородности пластов

Для изучения влияния неоднородности на разработку Леккеркского месторождения определялись коэффициенты песчанистости, расчлененности и макронеоднородности. Значения этих коэффициентов приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Статистические показатели характеристик неоднородности

Пласт	Коэффициенты
	песчанистости, доли единицы	расчлененности, доли единицы	макронеоднородности, доли единицы
1-б	0,27	1,01	0,631
1-в	0,62	6,27	0,308

Коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта, отражает характер неоднородности и показывает какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта. На Леккеркского месторождении для пластов I - б и I - в он равен соответственно – 0,27; 0,62. Коэффициент расчлененности представляет собой отношение числа проницаемых пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т.е. показывает среднее число проницаемых пластов, слагающих продуктивный горизонт. Для данного месторождения по пластам I - б и I - в он равен 0,631 и 0,308, соответственно.

Комплексный коэффициент макронеоднородности учитывает расчлененность и представляет собой отношение количества проницаемых прослоев к толщине вскрытых скважинами проницаемых прослоев. Характеризует расчлененность объекта разработки на единицу толщины пород-коллекторов.

На Леккеркском месторождении по пластам I - б и I - в он равен 0,631 и 0,308 соответственно.

1.2.3 Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов

Определение коллекторских свойств пластов проводилось по результатам керновых, геофизических и гидродинамических исследований.

Керновые определения проводились в лаборатории физики пласта Печорнипинефти. Значения пористости ( К_п ) песчаников пласта I - б по керну меняется от 10,34 до 13,51 % и в среднем составляет 11,92 %. Пористость песчаников пласта I - в – 12,38 % при диапазоне изменения от 8,93 до 14,7 %. Среднее значение проницаемости ( К_пр ) по керну для пласта I - б равна 79,13 * 10^-15 м² при диапазоне изменения от 1,37 до 186,20 * 10^-15 м². Для пласта I - в значение проницаемости колеблется от 7,91 до 387,98 * 10^-15 м², составляя в среднем 122,44 * 10^-15 м² .

По гидродинамическим исследованиям проницаемость определялась только для пласта I - в и равна 3,8 * 10^-15 м². При размахе содержания 0,64 ÷ 7,21 * 10^-15 м². Значение нефтенасыщенности по керну определялось через уравнение связи К_пэф = 1.16 * К_п - 4.25 при коэффициенте корреляции r = 0,92 и равно соответственно для пласта I - б – 80 %, для пласта I - в – 79 %.

Для изучения терригенных поддоманиковых отложений Леккеркского месторождения применялся стандартный комплекс исследований, принятый в Тимано - Печорской провинции. Из скважин, пробуренных на Леккеркском месторождении, полный комплекс выполнен в скважинах 1 и 2. В скважинах 3 и 6 выделение коллекторов производилось по качественным признакам из-за отсутствия исследований АК и некачественной записи НГК. В целом геофизический материал по месторождению хорошего качества.

При наличии комплекса характерных для терригенных коллекторов качественных и количественных признаков в эффективные толщины включились интервалы, однозначно характеризующиеся по большинству геофизических методов.

При исследовании образцов керна граничное значение пористости принято равным 10 % для пород верхнего девона и 9 % для пород среднего девона.

Для оценки пористости по ГИС выбран нейтронный гамма метод НГК и акустический метод АК.

Результаты исследований керна подтверждают высокую пористость, при этом пласты - коллекторы характеризуются более низкими фильтрационными свойствами, что, несомненно, ухудшает коллекторские свойства.