2.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС

Фильтрационно-емкостные свойства и насыщенность по ГИС дается по вскрытой скважинами нефтенасыщенной части залежей пластов. В скважинах проводился стандартный комплекс геофизических исследований, утвержденный для Западной Сибири.

Сведения о коллекторских свойствах основных нефтяных пластов Равенского месторождения (число скважин, количество исследованных метров, полученные зна-чения) приводит таблица 3.4.

Пласт Ач31 - в 34 скважинах выполнены определения открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности в 326,2 м эффективной толщины.

Коэффициент открытой пористости изменяется от 14,2%. до 19.8%. при сред-нем значении 18,8%, коэффициент проницаемости - от 0,9*10-3 мкм² до 15,9*10-3 мкм² при среднем значении 3,1*10-3 мкм². Коэффициент начальной нефтенасыщенности из-меняется от 32,5% до 67,7% при среднем 50,6%.

Пласт Ач32 - продуктивные коллекторы пласта вскрыты лишь одной скважиной в 1,8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности имеют значения 16,0%, 0,6*10-3 мкм² и 37,4% соответственно.

Пласт Ач6. - емкостные и фильтрационные характеристики пласта Ач6 также, как и пласта Ач32, исследованы по ГИС в одной скважине по 1,8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности соответственно имеют значения 18.0%, 1,0*10-3 мкм² и 41,0%.

Пласт ЮС01+2 - емкостные и фильтрационные характеристики пласта исследованы по ГИС в 4 скважинах по 15,4 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 15.5 до 16,8% при среднем 15,4%, проницаемости - от 1,9 до 5,7*10-3 мкм² при среднем значении 3,6*10-3 мкм². Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности составляет 49,3%, изменяясь от 22,5 до 74,3%.

Пласт ЮС1 - нефтяная залежь пласта представлена по ГИС в 7 скважинах, определения пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности выполнены в 32,9 м эффективной толщины. Средние значения: пористость - 18,5%, проницаемость - 16,3*10-3 мкм² и начальная нефтенасыщенность - 55,9%. Интервалы изменения: коэффициент открытой пористости - 16,9-20,1%, коэффициент проницаемости - 5.5 - 31.6*10-3 мкм², коэффициент начальной нефтенасыщенности - 48,3-63,1%.

Пласт ЮС2 - охарактеризован по 17 скважинам, исследовано 46.2 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 14,0 до 16,4%, коэффициент проницаемости - от 0,5 до 3,15*10-3 мкм², коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется в интервале 38,0 - 71,2%.

Начальная нефтеводонасыщенность пластов, остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой

Коэффициент вытеснения нефти водой (Кв) определяет полноту извлечения нефти из породы в процессе промыслового заводнения и является важнейшей физико-гидродинамической характеристикой. Определяется Кв в зависимости от начальной и остаточной нефтенасыщенности (Кнн, Кон) по формуле:

Остаточная нефтенасыщенность, являясь весьма важным геолого-технологическим параметром, определяет эффективность вытеснения нефти водой. При обосновании остаточной нефтенасыщенности используются различные методические подходы, но основным методом определения Кон является метод лабораторного исследования на образцах керна.

Экспериментальные исследования по вытеснению нефти водой по Равенскому месторождению выполнены только для плаcта Ач31 по скважине 317 отделом физики пласта ОИКПФ КогалымНИПИнефть на 6 образцах керна (таблица 3).

Таблица 3. Результаты лабораторных определений коэффициента вытеснения нефти водой Равенского месторождения

Проницаемость исследованных образцов изменяется от 11,25 мД до 15,17 мД, открытая пористость - от 20,2% до 21,9%, начальная нефтенасыщенность - от 58,0% до 58,2%. Остаточная нефтенасыщенность образцов керна варьирует от 24,28% до 27,69%.

Так как выборка реальных образцов по данному пласту недостаточно представительная, то для более достоверной оценки величины остаточной нефтенасыщенности дополнительно привлечены данные лабораторных исследований по пласту БС18-19 Кустового месторождения, непосредственно примыкающего к Равенскому месторождению и расположенного с ним в одних структурно-тектонических условиях. Сходимость значений остаточной нефтенасыщенности достаточно высокая. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач3 принята равной 0.258.

Так как экспериментальные исследования выполнены только для пласта Ач3, то для обоснования остаточной нефтенасыщенности по остальным пластам использованы аналоги с других близлежащих месторождений, основываясь на том, что данные залежи незначительно отличаются по своим фильтрационно-емкостным свойствам и нефти имеют схожие физико-химические свойства.

Для пласта ЮС0 Кон принят равным 0,265 по аналогии с ЮС0 Кечимовского месторождения, для пласта ЮС1 - 0,240 по аналогии с пластом ЮС11 Кустового месторождения, для пласта ЮС2 - 0,303 как среднее значение по опытам Федоровского и Кечимовского месторождений. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач6 взята по аналогии с вышележащим пластом Ач3 и равна 0.258.