Характеристика прерывистости, неоднородности и коллекторских свойств пласта d4 Росташинского месторождения

Пласт, пропласток	Характеристика прерывистости	Количество скважин	Толщины, м						Коэффициенты, доли ед.		Пористость по ГИС, доли ед.			Нефтенасыщенность, доли ед.
			Общая			Эффективная			Эффективной толщины	Расчленеености	Кол-во скв.	Ср. знач.	Предел изм.	Кол-во скв.	Ср. знач.	Предел изм.
			Среднее значение	Предел колебания		Среднее значение	Предел колебания
	Непрерывный	79	9,6		3,2-16	8,5		2-14,4	0,88	2,22	71	0,115	0,06-0,155	70	0,88	0,76-0,96
	Линзовидный	39	5,4		0,8-14,8	4,1		0,8-8,8	0,76	2,05	30	0,107	0,06-0,155	27	0,88	0,70-0,95

0. 1.6.Геолого-физическая характеристика

1. Продуктивных пластов

Продуктивные пласты Росташинского месторождения удовлетворительно освещены керном. В скважинах отобрано 1465 м керна, в том числе 810 м из продуктивных пластов. Вынос керна составил в среднем 48%.

По девонским продуктивным пластам освещенность керном в среднем изменяется от 28 ( ) до 48% ( ).

Во всех скважинах проведены общие (1:500) геофизические исследования (стандартный каротаж, НГК, МБК и т.д.), а также детальные (1:200) исследования (БКЗ, МК, МБК и т.д.). Кроме того, по ряду скважин проведены такие дополнительные детальные работы (ИННК, МНК, ГГКГ и т.д.) и в отдельных скважинах – специальные исследования (ГИС, сопровождающие испытания).

Коллекторские свойства продуктивных пород изучены по 2108 лабораторным анализам керна на пористость и 1794 – проницаемость. Определено, что в пластах развиты коллекторы: поровые (в терригенных) и поровые с развитой кавернозностью и трещиноватостью (в карбонатном пласте ).

Так по нефтенасыщенным интервалам пласта исследовано 210 образцов на пористость и 154 образца на проницаемость, по пласту соответственно 229 и 201 образец, а по пласту – 176 и 164 образца. Коэффициент пористости определяется также по данным ГИС в достаточном количестве скважин. Сходимость значений пористости по керну и ГИС довольно высокая.

Учитывая это, а также то, что нефтенасыщенные пласты освещены керном на 24 40%, коэффициент пористости по этим пластам принимается по данным ГИС. Коэффициент нефтенасыщенности также принимается по данным ГИС. Значение нефтенасыщенности по керну и ГИС близки между собой за исключение пласта , где данные ГИС несколько выше, чем по керну. По водонефтяной зоне пласта коэффициент нефтенасыщенности принят равным 0,87.

Как показано выше, проницаемость пластов определялась по довольно значительному количеству образцов керна в поверхностных условиях. Затем по методическому руководству [6] для терригенных коллекторов была рассчитана проницаемость в пластовых условиях.

По карбонатному пласту проницаемость в пластовых условиях определена по аналогии с пластом Зайкинского месторождения, по которому было выполнено несколько десятков определений проницаемости в пластовых условиях на экспериментальной установке. В целом, для условий залегания пластов Росташинского месторождения проницаемость в пластовых условиях на 20 25% меньше проницаемости, определенной в пластовых условиях.

Полученные величины проницаемости в пластовых условиях рекомендуется для проведения гидродинамических расчетов.

В целом коллекторские свойства и коэффициент нефтенасыщенности по пластам , , и достаточно обоснованы, так как определялись по значительному количеству образцов керна и данных ГИС по 9-10 скважинам по каждому пласту.

Незначительная залежь пласта охарактеризована единичными образцами керна. Пористость и нефтенасыщенность по данным ГИС приняты соответственно 0,13 и 0,86.

Проницаемость по нескольким образцам керна составляет 0,24.