Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Пласт Кн- _II.

Средняя глубина залегания пласта – 2040 м. 

Коллектора – песчаники мелкозернистые, иногда алевролитистые (до 11,6 %) и глинистые (1,4-26,4 %). Цементы – глинистые и уплотнения.

  Пласт в большинстве скважин монолитный, коэффициент расчленненности составляет 1,3, песчанистости – 0,65.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна, ГИС и гидродинамическим исследованиям. Приняты следующие параметры: пористость – 17,2 %, нефтенасыщенность – 0,75. Значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям – 0,293 мкм². Коэффициент вытеснения нефти водой определен опытным путем и составил 0,613.

Пласт Срп.

Средняя глубина залегания - 1176 м.

Эта часть разреза является наиболее неоднородной по составу и коллекторским свойствам. Здесь преобладают детритовые (до 29 %), далее следуют сгустковые (до 21 %) известняки, доломиты (более 19 %).

Доломиты нередко выделяются повышенными значениями пористости, иногда проницаемости, это связано с процессами выщелачивания, сопутствующими процессу доломитизации.

Коэффициент расчлененности – 8,3, коэффициент песчанистости – 0,34.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна, ГИС и по гидродинамическим исследованиям. Приняты следующие параметры: пористость – 13 %, нефтенасыщенность – 0,77, значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям - 0,219 мкм².

Коэффициент вытеснения нефти водой определен опытным путем и составил 0,621.

Пласт Бш₃.

Коллектора – преобладают детритовые известняки (36 %), на втором месте - зернистые (29 %).

Из вторичных процессов отмечена кальцитизация, кавернозность, трещиноватость.

Коэффициент расчлененности – 3,5, коэффициент песчанистости – 0,31.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна, ГИС и гидродинамическим исследованиям. Приняты следующие параметры: пористость – 14 %, нефтенасыщенность – 0,79; значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям - 0,083 мкм². Коэффициент вытеснения нефти водой определен опытным путем и составил 0,544.

Пласт Бш₂.

Коллектора – известняки, среди которых более чем на 60 % биоморфных.

При исследовании керна обнаружены следы проявления многих вторичных процессов – стилолиты, трещины, каверны, кальцитизация и доломатизация

Коэффициент расчлененности – 8,5, песчанистости – 0,35.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна, ГИС и гидродинамическим исследованиям. Приняты следующие параметры: пористость – 14 %, нефтенасыщенность – 0,82. Значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям – 0,096 мкм². Коэффициент вытеснения нефти водой определен опытным путем и составил 0,547.

Пласт Бш₁.

Коллектора – известняки, преобладают биоморфные (>75 %). Характерны по сравнению с пл. Бш₀ пониженные показатели доломитизации, окремнения, трещиноватости.

Коэффициент расчлененности – 2,8, песчанистости – 0,36.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна, ГИС и гидродинамическим исследованиям. Приняты следующие параметры: пористость – 15 %, нефтенасыщенность – 0,82. Значения проницаемости, принятое по гидродинамическим исследованиям - 0,093 мкм². Коэффициент вытеснения нефти водой определен опытным путем и составил 0,473.

Пласт Бш₀.

Коллектора – известняки, среди которых 50 % детритовые, до 30 % биоморфные.

Для этой части разреза достаточно характерными являются доломитизация, кальцитизация, включение твердого битума, а также стилолитизация, трещиноватость, иногда кавернозность.

Коэффициент песчанистости – 0,19, коэффициент расчлененности – 2,1.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна, ГИС и гидродинамическим исследованиям. Приняты следующие параметры: пористость – 12 %, нефтенасыщенность – 0,79. Значения проницаемости по гидродинамическим исследованиям – 0,061 мкм². Коэффициент вытеснения нефти водой определен опытным путем и составил 0,451.

Подробная характеристика продуктивных пластов месторождения приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Характеристика продуктивных пластов Осинского месторождения