1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Основным объектом разработки Муравленковского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алеврадитовых 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.
Раздел с нижележащим составляет 0-4 м. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0 до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9).
Граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее литологической, нежели стратиграфической, поскольку нижний зональный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала. Их низкие емкосто-фильтрационные характеристики (коэффициент песчанистости 0,35-0,45) не позволяет вовлечь их в активную разработку и их следует отнести к пассивным.
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 – проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.
Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.
Пласт БС10-2 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 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 2. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Муравленковского месторождения
Параметры | БС10-1 | БС11 | ||
запад | восток | юг | ||
Толщина общая, м | 17,8 | 30,9 | 18,6 | 27,2 |
Толщина эффективная, м | 7,6 | 19,9 | 12,6 | 13,9 |
Коэффициент расчлененности | 2,5 | 6,9 | 4,9 | 6,6 |
Толщина проницаемого прослоя, м | 2,5 | 3,2 | 2,8 | 2,2 |
Толщина непроницаемого прослоя, м | 5,3 | 1,7 | 1,2 | 2,1 |
Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед. | 0,411 | 0,652 | 0,682 | 0,507 |
Коэффициент распространения коллектора, дол.ед. | 0,281 | 0,458 | 0,417 | 0,294 |
Коэффициент проницаемости, мД | 0,065 | 0,034 | 0,049 | 0,033 |
Коэффициент пористостости, дол.ед. | 0,192 | 0,184 | 0,188 | 0,182 |
Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед. | 0,576 | 0,635 | 0,721 | 0,587 |
Показатель послойной неоднородности, дол.ед. | 0,100 | 0,372 | 0,255 | 0,323 |
Показатель зональной неоднородности, дол.ед. | 0,161 | 0,428 | 0,182 | 0,393 |
Параметр функции воздействия | 0,693 | 0,432 | 0,827 | 0,678 |
Параметр функции охвата | 0,560 | 0,111 | 0,190 | 0,470 |
Параметр функции вертикальной связи | 0,0291 | 0,350 | 0,404 | 0,447 |
... . Пальяновское месторождение · строительство и ввод в эксплуатацию ДНС с УПСВ · проведение диагностики трубопровода УПСВ – ДНУ Д 325, длиной 18,5 км. 2.3 Система управления охраной окружающей природной средой на предприятии На территории хозяйственной деятельности предприятия и в пределах лицензионных участков нефтяных месторождений, организует свою работу отдел охраны ...
0 комментариев