Характеристика залежей нефти и газа Муравленковского месторождения

Пласт	Залежь	Глубина пласта в своде (абс.отм.)	Отметка, м		Размеры залежи, км	Высота залежи, м	Средняя толщина, м		Размеры площади, %		Тип залежи
			ГВК	ВНК			Нефтенасы- Щенная	Газо- насыщенная	Водонефтяной Зоны	Газовой зоны
БС12		2575		2589	3,4х2,5	14	2,7		63,2		Пластово- сводовая
БС11		2511		2596	27,8х18,2	34,7	12,0		35,3		Пластово- сводовая
БС10-3		2489		2511	3,8х2,8	22	2,6		53,0		Пластово- сводовая
БС10-2	1	2519		2528	0,7х1,5	9	1,3		28,6		Литолог. экран.
	2	2508		2520	0,7х1,3	12	1,5		46,7		Литолог. экран
	3	2479		2513	18,2х7,2	34	2,1		43,6		Литолог. экран
	4	2504		2520	2,0х1,8	16	1,6		100		Литолог. экран
БС10-1		2449		2490	20,1х7,8	41	6,1		39,5		Пластово- сводовая
ПК-1		1002	1039		21,2х10,9	37		11,4		100	Массивная

1.3. Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Основным объектом разработки Муравленковского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алевралитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.

По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний - толщиной 6 - 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами развит повсеместно.

Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.

На геолого-статистичеких разрезах, построенных для различных частей месторождения отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве (см. табл. 1.3.1) - проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.

По данным геофизических исследований скважин (ГИС) исследовано распределение проницаемости по пласту БС11. Отмечено, что распределение проницаемости имеет логарифмически нормальное распределение (см. табл. 1.3.2). Исходя из этого были построены карты проницаемости. Наибольшие значения проницаемости характерны для восточной и северной частей залежи. Южная часть залежи характеризуется пониженными значениями проницаемости. Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.

Пласт БС10-1 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замешен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.

Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были построены ГСР. Отмечено, что распределение проницаемости, нефтенасыщенности, песчанистости по разрезу равномерное. Изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли к подошве пласта.

По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.

Таблица 1.3.1