Основная залежь характеризуется невыдержанностью и локальным замещением коллекторов непроницаемыми, в основном, в периклинальных частях структуры. Размеры залежи 28х10 км, высота 45 м. Начальные дебиты нефти по результатам испытания разведочных скважин изменяются от 7,1 м3/сут. до 61,2 м3/сут. Залежь нефти пластовая - сводовая, участками литологически ограниченная, среднедебитная, крупная по запасам. Извлекаемые запасы нефти по сумме категорий В+С1 составил 48417 тыс.т.
Западная залежь характеризуется замещением коллекторов непроницаемыми и слабопроницаемыми породами, в основном, в купольной и восточной части залежи. Размеры залежи 14х7 км, высота -30 м. По данным 18 эксплуатационных скважин суточные притоки нефти изменяются от 2 до 10 м3/сут. при насосном способе эксплуатации. Залежь нефти антиклинально-литологическая (замещение плохопроницаемыми породами в своде), малодебитная, средняя по запасам. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 4336 тыс.т.
1.3.2 Характеристика толщин пластов и их неоднородности
Пласт БВ1 выделяется в кровле мощного осадочного цикла (БВ1-2), характеризующегося резкой эрозионной подошвой и уменьшением амплитуды естественного потенциала к кровле песчано-элевритовой пачки. Глинистая перемычка между коллекторами пластов БВ1 и БВ2 не всегда отчетливо выражена. Максимальные эффективные толщины приурочены к юго-восточной и сводовой части центральной структурыи юго-западному склону. Эффективные нефтенасыщенные толщины приуроченные в пределах залежи изменяются от 1 до 13 м, в среднем составляя 4,0 м. Пласт характеризуется значительной неоднородностью как по площади, так и по разрезу. Коэффициент песчанистости невысок (0,51). Количество пропластков варьирует от 1 до 10.
Пласт АВ81 в пределах залежей характеризуется достаточно выдержанными эффективными толщинами (средняя-11,4 м) при общей средней суммарной толщине 17 м. Количество эффективных пропластков изменяется от 1 до 6, песчанистость-0,77. Средняя нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1 до 13,8 м, в среднем составляя 5,6 м.
Пласт АВ1-2 отделяется от нижезалегающего пласта локальной глинистой перемычкой толщиной от 1 до 10 м. Общая толщина пласта изменяется от 16 до 32,4 м. Коэффициент расчлененности, по сравнению с остальными объектами, довольно высок и составляет в среднем 4,8. Количество проницаемых пропластков варьирует в широких пределах (от 1 до 15). Средняя песчанистостьразреза низка Кпесч.=0,47. Максимальные эффективные толщины развиты по площади рукавообразно, концентрируясь как в присводных, так и склоновых частях локальных поднятий, осложняющих Вать-Еганскую структуру. Отмечаются резкие колебания толщин на небольшом расстоянии. Средняя эффективная толщина пласта составила 9,8 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по скважинам - 7,2 м средневзвешанная по площади - 8,5 м.
1.3.3 Емкостно-фильтрационные характеристики пластов
Емкостно-фильтрационные характеристики продуктивных пластов Вать-Еганского месторождения (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) определялись по результатам анализов керна, геофизики и гидродинамических исследований.
Пласты АВ1-2 наиболее охарактеризованы керном. Средневзвешенная пористость 23,5 %, проницаемость - 0,25 мкм2. Наилучшие коллекторы имеют пористость до 29,1 %, проницаемость - 1,98 мкм2. По площади отличается изменчивость коллекторских свойств, что отражается в расчете средневзвешанных параметров в разных зонах залежи. Поэтому в среднем по пласту значения параметров по ГИС ниже керновых данных.
Пласты группы АВ8 характеризуются сходными коллекторскими свойствами, несколько ухудшающимися по разрезу в пределах центральной залежи.
Керном коллекторы более охарактеризованы в пласте АВ81. Средняя пористость по керну составила около 22 %. По проницаемости наблюдается тенденция к уменьшению от верхнего к нижнему из продуктивных пластов группы АВ8.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.