Отличие типа и объема емкости отражается на условиях охвата выработкой, что объективно установлено при исследовании скважин дебитомерами (табл. 1.3). По данным этой таблицы видно, что “работающая” толщина семилукского горизонта в отдельных скважинах составляет 12-80 % от выделенной по ГИС.
В целом по площади все три стратиграфических прослоя различаются по всем физическим параметрам: емкости, проницаемости, нефтенасыщенности, нефтенасыщенной толщине и, конечно, по упругим характеристикам пород. Детальное описание и графическое отражение этих данных и неоднородности коллекторов, вплоть до оценки линейных запасов приведены в [ ].
Прямая связь между пористостью и проницаемостью отсутствует, намечается лишь тенденция роста проницаемости. По лабораторным определениям на кернах проницаемость изменяется от 2 до 10-3 мкм2 при изменении пористости от 5 до 17 %.
Характеристика коллектора влияет на вытеснение нефти. В частности коэффициент вытеснения для поровой части и каверново-трещинной различен: для поровой не превышает 0,40, для каверново-трещинной изменяется от 0,62 до 0,78.
Залежи воронежского горизонта
Залежи воронежского горизонта завершают подсолевой этаж нефтеносности. По структурным условиям карбонатонакопление в воронежское время началось отложением известняков на выровненной поверхности речицкого горизонта.
Разделение на пачки вызвано прежде всего наличием между ними группы прослоев сильно глинистых известняков и мергелей, служащих флюидоупором, и, во-вторых, различным строением резервуаров.
По вещественному составу коллекторами служат преимущественно трещиноватые пористо-кавернозные известняки, сложное распространение которых по площади приводит к сложным и разнообразным ограничениям залежей нефти.
Строение нижневоронежского резервуара довольно сложное; волнистый характер литологической границы отражает мозаичное распространение по толщине коллекторов. По нефтенасыщенной толщине нижневоронежский резервуар можно условно подразделить на западный, центральный и восточный участки (рис. 1.13).
Западный, с нефтенасыщенными последовательно уменьшающимися от регионального сброса толщинами от 10-13 м до нуля, отсечен от центрального блока седловиной с минимальными значениями нефтенасыщенной толщины (скв.60 и 76).
Центральный участок серией небольших куполов с различными нефтенасыщенными толщинами: от 4-7 м до 15 м отсекается от восточного участка узкой седловиной между скважинами 81 и 57.
В пределах восточного участка можно выделить два продольных купола: один со скважиной 51 в своде (толщина 15,2 м) и второй, ограниченный сбросом с юга и востока, характеризующийся максимальными нефтенасыщенными толщинами в своде – от 13 до 25 м (рис. 1,13).
Открытая пористость пород воронежского горизонта в целом определена на более, чем 900 образцах керна и в среднем составляет 2,94 %. Граничные значения открытой пористости изменяются от 2 до 12 %%, редко достигают величин 16 –18 и 22-23 %.
Массовые определения пористости керна по методу Преображенского, поднятого из низкопроницаемых прослоев, не отражают действительной емкости коллекторов воронежского резервуара. Практически на всех кернах, на которых определялся Кп° по методу Котяхова, емкость значительно выше, чем по методу Преображенского.
Тип коллектора преимущественно порово-каверново-трещинный.
В целом резервуар весьма неоднородный как по площади, так и в разрезе, отличается резкой изменчивостью Кп°, толщиной коллектора, различной степенью расчлененности.
Межсолевые залежи
История развития межсолевой структуры отражает динамику тектонических процессов, обеспечивших создание достаточно крупной межсолевой структуры. Расположенная на восточном окончании Речицко-Вишанской моноклинали, межсолевая структура формировалась как нормальная антиклинальная складка в области фаменского карбонатонакопления.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.