Пласты-коллекторы представлены порово-каверново-трещинными доломитами ■югенной природы. Нефтенасыщенная толщина коллекторов колеблется от 25 м 3.170) до 197 м (скв.202). Максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к ловой части структуры, минимальные к погруженным участкам периклинали, что атно характерному для Ю-Осташковичского месторождения увеличению общей толщины ассолевых отложений от свода к переклинальным частям структуры. Исключением
гется район скважины 169, где относительно небольшой нефтенасыщенной толщине 1 м) соответствует малая толщина (157 м) межсолевых отложений.
Для восточной переклинали залежи характерна выдержанная, порядка 100 м, генасыщенная толщина.
Одной из особенностей межсолевой продуктивной толщи является наличие в средней :ти разреза пачки карбонатно-глинистых пород, среди которых коллектора не кляются. Толщина этих отложений достигает максимальных значений (190 м) на феклинали и практически отсутствует в своде структуры, что обусловлено замещением збонатно-глинистых пород карбонатными от крыльев к своду.
Периодическое изменение скорости погружения фундамента в Речицко-Вишанской зломной зоне объясняет чередование пачек коллекторов и неколлекторов елецко-юнского горизонта. Из-за кратковременных внутриформационных перерывов, более ггельных межформационных перерывов, все же только с некоторой условностью, этот. гервуар может быть признан единым в вертикальном сечении гидродинамически ьязанным объектом. Более детальное расчленение этого резервуара невозможно увязать с гродинамикой из-за одновременной добычи нефти из нескольких пачек.
По площади, из-за наличия дизъюнктивных нарушений, восточное плечо поднятия говерно следует признать самостоятельной частью месторождения (его участком), :родинамически не связанной с основной центральной частью залежи.
Расчлененность разреза межсолевой залежи по скважинам колеблется от 10 (скв. 178) 45 (скв. 137). Связь между расчлененностью и нефтенасыщенной толщиной не :тановлена. Что касается изменения по площади, то можно отметить некоторое снижение ^ффициента неоднородности в восточной части залежи.
Результаты исследований физических свойств пород-коллекторов, определенных по эну, приведены в отчете О.И. Катаева, А.А. Пахольчука (1986 г.). Всего исследовано 1012 зцов, по которым среднее значение открытой пористости равно 4.21 %, т.е. это. по 1еству, нижний предел открытой, но неэффективной пористости.
По ГИС среднее значение открытой пористости довольно низкое - 7,43 %, а среднее .чение нефтенасыщенности - 85,03 % не согласуется с такой пористостью и типом 'ллектора - порово-каверново-трещинного, у которого каверны занимают 45 % объема хрытой емкости.
Более поздние исследования скважин по методикам АСОИГИС-ИНГИС отличаются результатов ГИС, приведенных в отчете по подсчету запасов. Это заметно и при оценке гвующей мощности (табл. 1.1). Обращают на себя внимание низкие значения шента действующей мощности (Кдм), что указывает на низкий охват выработкой.
Все это свидетельствует о необходимости пересчета запасов нефти, но в первую •чередь пересмотра материалов ГИС, т.к. пористость, по-видимому, занижена.
Залежь нефти петриковского горизонта можно считать самостоятельным объектом разработки, так как от елецко - задонской залежи отделена флюидоупором и ограничена юной отсутствия коллекторов.
Северная граница залежи совпадает с елецко - задонской залежью. Западной, южной восточной границами залежи служит зона отсутствия коллекторов.
Тип залежи - сводовая литологически и стратиграфически экранированная. Коллекторами служат карбонатные породы преимущественно органогенной природы. Тип коллектора - порово- каверново-трещинный.
Эффективная мощность коллекторов петриковской залежи изменяется от 2м (скв.135) 46м (скв. 188,199) (по даннымУГ), коэффициент открытой пористости - от 4% .126,191) до 14-17% (скв.129,115,135), коэффициент нефтенасыщенности - от 58% _ .191) до 94% (скв. 129).
Лебедянская залежь (боричевские слои) в структурном плане представляет собой усвод, примыкающий с севера к зоне отсутствия отложений и осложненный зоной утствия коллекторов, в плане совпадает со сводовой частью межсолевой структуры. Залежь литологически экранированная. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Нефтенасыщенная толщина 3 м, открытая пористость 7%, нефтенасыщенность 83%, «тность нефти 0,848 t/cmj.
Подсчетные параметры и запасы по залежам Южно-Осташковичского месторождения ведены в таблице 1.2.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.