Разработка Ардатовского нефтяного месторождения (Геологическая часть дипломной работы), страница 11

1.7    Характеристика строения и коллекторских свойств пласта и                                 

                      залежей

Промышленные скопления нефти приурочены к  отложениям бобриковского горизонта. Характеристика продуктивного пласта представлена в таблицах 1.8, 1.9.

Пласт СVIпредставлен чаще песчаным и реже алевролитовым комплексом пород. Пласт залегает в 2 – 6 м от кровли горизонта. Он не выдержан по площади. В южной части рассматриваемой территории песчаники полностью

39

замещены алевролито-аргиллитовыми породами. Кроме того, отмечаются отдельные зоны замещения коллекторов, которые установлены как единичными, так и рядом скважин. Всего из 377 скважин песчаники пласта СVI вскрыты в 273 скважинах. Продуктивный пласт по разрезам 137 скважин прослеживается в виде монолитного пласта, по 91 скважинам он разделён на 2 прослоя, в 36 скважинах он разделён на 3 пропластка, и в 9 скважинах составлен 4 – 5 прослоями. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0,8 - 10,4 м. Толщины отдельных песчаных прослоев в составе пласта от 0,6 до 9,0 м (скв.206) и до 9,9 м (скв.85). Толщина плотных разностей между пористыми пластами достигает 4,4 м (скв.73) и только в нескольких скважинах (538, 540, 541, 542, 544, 551) на северо-западе месторождения она колеблется от 4 до 9,2 м .

Коэффициент песчанистости составил 0,81, коэффициент расчленённости 1,7.

Песчаники кварцевые, мелкозернистые, цемент глинисто-карбонатный, преобладает контактовый и неполнопоровый тип цемента. Проводились лабораторные исследования керна. Средние значения пористости по 184 нефтенасыщенным и 84 водонасыщенным образцам керна соответственно составляют 0,215 и 0,206 доли ед., а в целом по пласту СVI – 0,212 доли ед. Среднее значение проницаемости в целом по пласту по 172 образцам керна равно 0,401 мкм², в том числе по 106 нефтенасыщенным образцам средняя проницаемость составляет 0,427 мкм², а по 66 водонасыщенным образцам – 0,359 мкм². По гидродинамическим исследованиям 48 скважин среднее значение проницаемости равно 0,349 мкм². По ГИС средние значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 0,215 и 0,823 доли ед. (таблица 1.10).

В бобриковском горизонте выявлено 5 залежей нефти. Они пластово-сводового типа, на отдельных участках периметра литологически экранированные. Характеристика залежей приведена ниже (таблица 1.11)

41

                                                                                               таблица 1.11

Залежь	Тип залежи	Размеры: ширина км ´ длина км ´ высота, м	Отметки ВНК, м
I	пластовая, сводовая	0,8´1,1´9,4	-974,4
II	пластовая, сводовая, частично литологически экранированная	0,5´1,8´5,9	-968,8
III	пластовая, сводовая, частично литологически экранированная	2,5-3,5´7,5´22,7	-964,0 -965,0
IV	неполнопластовая, сводовая	0,5´1,1´4,0	-962,5
V	пластовая, сводовая, частично литологически экранированная	0,6-2,1´6,0´20,0	-968,0 -973,5

При определении абсолютных отметок ВНК в первую очередь опирались на результаты опробования  и  ГИС вертикальных  скважин. Это , в основном, поисково- разведочные скважины. Эксплуатационные  скважины бурились наклонно - направленным способом.  Угол наклона  ствола  в продуктивном  пласте составляет 10 - 45^о , что не могло не повлиять на качество цементного кольца за колонной, а отсюда - на обводненность продукции.

Некачественное состояние заколонного пространства скважин является причиной обводнения продукции при переводе на бобрик нижележащих обводненных объектов разработки. Можно привести в  качестве примера ряд  скважин - №№165, 170, 202, 230, 528, которые были переведены с фамена на бобрик и вступили в эксплуатацию с высоким процентом  обводнения, несмотря на то, что они вскрыли