logo
Разработка нефтяных месторождений

2.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК

Для определения различных петрофизических параметров задонско-елецкой залежи из межсолевых отложений отобрано 957 образцов.

  • На отобранных образцах в лабораторных условиях изучался комплекс физических свойств, включающий в себя определения объемной и минералогической плотности, полной емкости по Мельчеру, открытой - по Преображенскому, полной и открытой емкости кавернозных образцов по Котяхову, карбонатности - методом Щербины, проницаемости - по газу на приборе ГК-5, остаточной водонасыщенности - методом центрифугирования.
  • Емкостная характеристика по методу Котяхова определена на 37 образцах межсолевых отложений.
  • По межсолевым отложениям Дубровского месторождения с отбором керна пройдено 993,9 м, вынос керна составляет 58,4%, освещенность керном нефтенасыщенных пластов - 59,9%.
  • Полная пористость известняков межсолевых отложений составляет 5,0%, открытая - 3,7%. Абсолютная пористость доломитовых разностей составляет 7,8%, открытая - 6,2%. Без учета литологии полная пористость равна 5,6%, открытая - 4,2%.
  • Средние величины полной емкости каверн и пор и полной емкости каверн, пород межсолевых отложений равны 10,8% и 5,26%, а открытой емкости - соответственно, 10,04% и 4,88%. Отношение полной емкости каверн к полной емкости каверн и пор для межсолевых пород составляет 0,49.
  • По задонско-елецкой залежи поровая проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта, определенного методом Преображенского, исследовалась на 136 образцах. Эта величина изменяется от 0,0000033 мкм2 до 0,1463 мкм2, и в среднем составляет 0,006056 мкм2. Трещинная проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта колеблется от 0,0000754 мкм2 до 0,00185 мкм2 при среднем значении 0,000586 мкм2 (10 определений).
  • Относительная проницаемость пористой среды, определенная по методу Котяхова, изменяется от 0,0000053 мкм2 до 0,044 мкм2 и в среднем составляет 0,006816 мкм2 (12 определений).
  • Продуктивными являются отложения задонского и елецкого горизонтов. Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые, кавернозные и трещинные. Емкостью в них являются поры и каверны, а фильтрация происходит по межзерновым каналам, кавернам и трещинам.
  • Тип коллектора задонско-елецкой залежи - порово-каверново-трещинный.
  • Пласты-коллекторы в залежи имеют непрерывное распространение по всей площади и характеризуются коэффициентом расчлененности равным 15,3 доли ед. и коэффициентом песчанистости равным 0,379 доли ед. (таблица 2.4).
  • Эффективная нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, колеблется от 6,2 м (скв. 4) до 101 м (скв. 26) (рисунок 2.2). Средневзвешенная толщина по нефтяной зоне составляет 35,3 м, средневзвешенная открытая пористость - 6,9%, нефтенасыщенность - 81,4% (таблица 2.5).
  • Фильтрационные характеристики елецко-задонской залежи получены по данным гидродинамических исследований скважин 3, 6, 7, 8, 15, 20, 21, 24, 25, 26, 31, 33 и 34. Проницаемость пород, определенная в этих скважинах, варьируется от 0,001305 мкм2 до 0,2039 мкм2 и в среднем составляет 0,0264 мкм2 (82 определения). Для полной характеристики фильтрационных свойств продуктивного пласта определены также коэффициент продуктивности (87,93), гидропроводность (58,61), пьезопроводность (1854,03).
  • Приведенные данные свидетельствуют о высоких фильтрационных свойствах пластов-коллекторов, что подтверждалось высокими дебитами скважин.