Геологическая часть (стр. 4 )

В районе скв. № 15 продуктивный пласт Зл1 изучен на пористость, проницаемость и нефтенасыщенность по одной скважине. Залежь охарактеризована 2 определениями пористости (7.0-9.0 %), 2 – проницаемости (1.2-3.7*10-3 мкм2), одним определением нефтенасыщенности (91.2 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 8.4 %, проницаемости – 3.0*10-3 мкм2.

В районе скв. № 9 продуктивный пласт Зл1 изучен в четырех скважинах на пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. Залежь охарактеризована 44 определениями пористости (4.8-16.0 %), 44 – проницаемости (0.2-51.9*10-3 мкм2) и 29 определениями нефтенасыщенности (80.6-93.3 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 9.9 %, проницаемости – 9.8*10-3 мкм2, нефтенасыщенности – 89.7 %.

В районе скв. № 7 продуктивный пласт Зл1 изучен в одной скважине на пористость, проницаемость и нефтенасыщенность [1]. Выполнено по 3 определения пористости и проницаемости, одно определение нефтенасыщенности. Пористость составила 10.8 % при изменении в диапазоне 6.5-13.0 %, проницаемость – 12.8*10-3 мкм2 при изменении в диапазоне 0.8-20.0*10-3 мкм2, нефтенасыщенность – 91.6 %.

По данным ГИС пласт Зл2 на пористость и проницаемость изучен в 11 скважинах (табл. 2.5), на нефтенасыщенность – в 8 скважинах [1]. Выполнено по 84 определения пористости и проницаемости, 36 определений начальной нефтенасыщенности. Пористость изменяется от 5.6 % до 16.3 % и в среднем составляет по скважинам пласта 8.8 %; проницаемость варьируется от 0.4 до 56.5*10-3 мкм2, в среднем – 6.0*10-3 мкм2. Нефтенасыщенность находится в пределах 72.5-96.5 %, в среднем по скважинам – 87.8 %.

В районе скв. № 6 продуктивный пласт Зл2 изучен в одной скважине на пористость и проницаемость, выполнено по 7 определений каждого из параметров [1]. Пористость варьируется от 6.5 до 12.0 %, проницаемость – от 0.8 до 13.9*10-3 мкм2. Средняя пористость составила 9.1 % и средняя проницаемость – 5.4*10-3 мкм2.

В районе скв. № 13 продуктивный пласт Зл2 изучен в четырех скважинах на пористость и проницаемость, в трех – на нефтенасыщенность [1]. Залежь охарактеризована 20 определениями пористости (5.9-16.3 %), 20 – проницаемости (0.5-56.5*10-3 мкм2) и 12 определениями нефтенасыщенности (84.1-96.5 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 10.0 %, проницаемости – 10.6*10-3 мкм2, нефтенасыщенности – 91.6 %.

В районе скв. № 9 продуктивный пласт Зл2 изучен в пяти скважинах на пористость, проницаемость, нефтенасыщенность [1]. Залежь охарактеризована 51 определениями пористости (5.6-14.0 %), 51 – проницаемости (0.4-28.1*10-3 мкм2) и 24 определениями нефтенасыщенности (72.5-96.2 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 7.9 %, проницаемости – 3.1* 10-3 мкм2, нефтенасыщенности – 85.5 %.

В районе скв. № 7 продуктивный пласт Зл2 изучен в одной скважине на пористость и проницаемость [1]. Выполнено по 6 определений пористости и проницаемости. Пористость составила 7.6 % при изменении в диапазоне 6.5-10.0 %, проницаемость – 2.2*10-3 мкм2 при изменении в диапазоне 0.8-6.0*10-3 мкм2.

По данным ГИС пласт Дф2 на пористость и проницаемость изучен в 15 скважинах (табл. 2.6), на нефтенасыщенность – в 11 скважинах [1]. Выполнено по 209 определений пористости и проницаемости, 50 определений начальной нефтенасыщенности. Пористость изменяется от 4.2 % до 20.0 % и в среднем составляет по скважинам пласта 6.9 %; проницаемость варьируется от 0.1 до 369.5*10-3 мкм2, в среднем – 3.3*10-3 мкм2. Нефтенасыщенность находится в пределах 67.7-96.8 %, в среднем по скважинам – 87.3 %.

В районе скв. № 6 продуктивный пласт Дф2 изучен в одной скважине на пористость и проницаемость, выполнено по 7 определений каждого из параметров [1]. Пористость составила 10.1 % (при изменении от 5.0 до 20.0 %) и проницаемость 26.8*10-3 мкм2 (при изменении от 0.1 до 369.5*10-3 мкм2).

В районе скв. № 13 продуктивный пласт Дф2 изучен в пяти скважинах на пористость и проницаемость, в четырех – на нефтенасыщенность [1]. Залежь охарактеризована 55 определениями пористости (4.2-15.0 %), 55 – проницаемости (0.1-27.3*10-3 мкм2) и 11 определениями нефтенасыщенности (67.7-94.6 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 6.5 %, проницаемости – 1.7*10-3 мкм2, нефтенасыщенности – 86.4 %.

В районе скв. № 15 продуктивный пласт Дф2 изучен на пористость, проницаемость в двух скважинах, на нефтенасыщенность – в одной [1]. Залежь охарактеризована 14 определениями пористости (4.3-9.0 %), 14 – проницаемости (0.1-1.2*10-3 мкм2), 5 определениями нефтенасыщенности (83.7-90.7 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 6.3 %, проницаемости – 0.5*10-3 мкм2, нефтенасыщенности – 87.4 %.

В районе скв. № 5 продуктивный пласт Дф2 изучен на пористость и проницаемость по одной скважине [1]. Залежь охарактеризована 3 определениями пористости (4.5-6.6 %), 3 – проницаемости (0.1-0.3*10-3 мкм2). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 5.9 %, проницаемости – 0.2*10-3 мкм2.

В районе скв. № 9 продуктивный пласт Дф2 изучен в пяти скважинах на пористость, проницаемость, нефтенасыщенность [1]. Залежь охарактеризована 77 определениями пористости (4.5-16.0 %), 77 – проницаемости (0.1-46.0*10-3 мкм2) и 22 определениями нефтенасыщенности (74.5-96.8 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 7.1 %, проницаемости – 2.5*10-3 мкм2, нефтенасыщенности – 88.2 %.

В районе скв. № 7 продуктивный пласт Дф2 изучен в одной скважине на пористость, проницаемость и нефтенасыщенность [1]. Выполнено по 23 определения пористости и проницаемости, 6 определений нефтенасыщенности. Пористость составила 5.9 % при изменении в диапазоне 4.5-7.5 %, проницаемость – 0.3*10-3 мкм2 при изменении в диапазоне 0.1-0.5*10-3 мкм2, нефтенасыщенность – 86.5 % при изменении в диапазоне 81.0-91.1 %.

В районе скв. № 2 продуктивный пласт Дф2 определениями ФЕС по ГИС не охарактеризован.

1.9.3 Результаты гидродинамических исследований скважин

Всего за последние три года, прошедшие с момента утверждения последнего проектного документа (период 2012-2015 гг.) на Ефремо-Зыковском месторождении проведено два гидродинамических исследования в скважинах № 15 и № 000 по пластам фаменского яруса. В скважине № 15 имело место неполное восстановление забойного давления до пластового, поэтому данные КВД были отбракованы [1].

1.9.4 Сопоставление фильтрационно-емкостных свойств, определенных различными методами

Сравнение фильтрационно-емкостных свойств приведено в таблице 1.6 [1].

Таблица 1.6

Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, ГИРС, ГДИ).
Ефремо-Зыковское месторождение, пласт Зл1

Параметры, метод определения	Р-н скв. 6	Р-н скв. 13	Р-н скв. 15	Р-н скв. 9	Р-н скв. 7	Пласт в целом
1 Коэффициент пористости
1.1 керн
количество скважин	-	-	1	1	-	2
охарактеризованная эффективная толщина, м	-	-	8.2	8	-	16.2
количество определений	-	-	20	33	-	53
минимальное значение, единиц	-	-	0.07	0.059	-	0.059
максимальное значение, единиц	-	-	0.172	0.159	-	0.172
среднее значение, единиц	-	-	0.117	0.106	-	0.11
1.2 ГИРС
количество скважин	1	5	1	4	1	12
минимальное значение, единиц	0.065	0.060	0.070	0.048	0.065	0.048
максимальное значение, единиц	0.115	0.156	0.090	0.160	0.130	0.160
среднее значение, единиц	0.093	0.103	0.084	0.099	0.108	0.100
2 Коэффициент проницаемости
2.1 керн (по газу)
количество скважин	-	-	1	1	-	2
охарактеризованная эффективная толщина, м	-	-	8.2	8	-	16.2
количество определений	-	-	19	32	-	51
минимальное значение, 10-3 мкм2	-	-	0.4	0.47	-	0.4
максимальное значение, 10-3 мкм2	-	-	609.6	71.7	-	609.6
среднее значение, 10-3 мкм2	-	-	9.0	8.12	-	8.41
2.2 ГИРС (по газу)
количество скважин	1	5	1	4	1	12
минимальное значение, 10-3 мкм2	0.8	0.6	1.2	0.2	0.8	0.2
максимальное значение, 10-3 мкм2	11.4	46.2	3.7	51.9	20.0	51.9
среднее значение, 10-3 мкм2	5.9	11.3	3.0	9.8	12.8	9.8
2.3 ГДИ (по нефти)
количество скважин	-	-	-	-	-	-
количество определений	-	-	-	-	-	-
минимальное значение, 10-3 мкм2	-	-	-	-	-	-
максимальное значение, 10-3 мкм2	-	-	-	-	-	-
среднее значение, 10-3 мкм2	-	-	-	-	-	-

Продолжение таблицы 1.6