Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Юго-Восточное поднятие. Пласт Б2 в пределах данного купола на пористость и проницаемость изучен в скважинах 16, 23, 305, а также в трех законтурных (20, 21 и 24).
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована двумя определениями пористости и проницаемости (скв. 16, 23), их значения, соответственно, составляют 22.5-22.65 % и 0.74277–2.0834 мкм2.
Волонасыщенная часть пласта в контуре залежи изучена в скважине 305 одним определением пористости 20.9 % и проницаемости – 0.5105 мкм2.
В законтурных скважинах 20, 21 и 24 выполнено по одному определению пористости - 10.8 -20.1% и одно определение проницаемости - 0.0007 мкм2 (скв. 24).
В целом по Юго-восточному куполу для нефтенасыщенной части пласта средневзвешенное значение пористости равно 22.51%, а среднее значение проницаемости – 1.4046 мкм2. Для водонасыщенной части пласта эти значения равны 18.19% и 0.2083 мкм2, соответственно. С учетом водонасыщенной части пласта, включая законтурные скважины, среднеарифметическое значение пористости коллекторов Юго-Восточного купола составляет 17.3 %, средневзвешенное – 20 %. Среднее значение проницаемости по скважинам равно 0.6902 мкм2.
По месторождению в целом нефтенасыщенная часть пласта Б2 по керну охарактеризована лишь четырьмя определениями пористости и тремя – проницаемости. Средневзвешенное значение пористости равно 23.5 %, среднее значение проницаемости – 1.1571 мкм2. Водонасыщенная его часть охарактеризована 9 определениями пористости и 3 – проницаемости. Средневзвешенное значение пористости для этой части пласта по скважинам равно 18.1%, а среднее значение проницаемости – 0.2083 мкм2.
Для пласта в целом средневзвешенное значение пористости по 13 определениям равно 20.3 %, а среднее значение проницаемости (6 определений) – 0.683 мкм2.
1.7.2 Фильтрационно-ёмкостные свойства пластов по данным ГИС
Коэффициент пористости (Кп,) пластов Б2 и Т1 оценивался по диаграммам НГМ с использованием метода двух опорных сред и учетом поправки за гамма-активность [1].
Пласт Б2.
По данным промысловой геофизики пористость нефтенасыщенных песчаников пласта Б2 (24 интервала в 9 скважинах) в пределах Северо-Западного поднятия колеблется в пределах 0.135-0.235 доли ед. Среднее значение по ним составляет 0.197 д. ед. Средневзвешенное значение коэффициента пористости по залежи по модели – 0.1975д. ед.
В районе скважины 30 по данным ГИС (2 определения) средневзвешенное значение пористости коллекторов составляет 0.1731 д. ед.
Пористость нефтенасыщенных песчаников пласта (24 интервала в 8 скважинах) на Юго-Восточном куполе колеблется от 0.120 до 0.295 д. ед. Среднее его значение по скважинам составляет 0.208 д. ед. Средневзвешенное значение коэффициента пористости по залежи равно 0.194 д. ед.
В целом по пласту Б2 пористость по данным ГИС изменяется в диапазоне 12.0-29.5 %, средневзвешенное значение коэффициента пористости равно 19.3% (0.193 д. ед.).
По данным промысловой геофизики коэффициент нефтенасыщенности коллекторов пласта Б2 на Северо-Западном поднятии (15 определений по скважинам 29, 35, 309, 314, 320, 321, 323) колеблется в пределах 0.681-0.832. Среднее значение его составляет 0.776 д. ед., средневзвешенное – 0.77 д. ед.
В районе скважины 30 по данным ГИС (2 определения) средневзвешенное значение коэффициента нефтенасыщенности – 0.701 доли ед.
В пределах Юго-Восточного поднятия коэффициент нефтенасыщенности (19 определений по скважинам 23, 302, 304, 306, 307, 308) изменяется в пределах 0.607-0.901 д. ед. Средневзвешенное его значение составляет 0.821 д. ед.
По пласту Б2 коэффициент нефтенасыщенности коллекторов изменяется в диапазоне 0.607-0.901 д. ед. Средневзвешенное его значение составляет 0.789 д. ед.
1.7.3 Сопоставление фильтрационно-ёмкостных свойств, определённых различными методами
Характеристика фильтрационно-ёмкостных свойств породы, слагающих продуктивный пласты Б2 по данным разных методов исследований приведена в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивного пласта Б2 Саврушинского месторождения
Метод определения | Наименование | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Начальная нефтенасыщенность, доли ед. |
Пласт Б2 | ||||
Северо-Западное поднятие | ||||
Лабораторные исследования керна | Количество скважин | 1 | 1 | - |
Количество определений | 1 | 2 | - | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | - | - | |
Среднее значение | 0.645 | 0.264 | - | |
Интервал изменений | - | 0.261-0.266 | - | |
Ср. взвешенное значение | - | 0.264 | - | |
Геофизические исследования скважин | Количество скважин | - | 9 | 8 |
Количество определений | - | 24 | 15 | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | 0.104 | 0.062 | |
Среднее значение | - | 0.197 | 0.776 | |
Интервал изменений | - | 0.135-0.235 | 0.681-0.832 | |
Ср. взвешенное значение | - | 0.1975 | 0.768 | |
Гидродинами-ческие исследования | Количество скважин | 2 | - | - |
Количество определений | 5 | - | - | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | - | - | |
Среднее значение | 0.219 | - | - |
Продолжение таблицы 1.1
Метод определения | Наименование | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Начальная нефтенасыщенность, доли ед. |
Интервал изменений | 0.057-0.480 | - | - | |
Принятые значения в модели | 0.225 | 0.1975 | 0.768 | |
Район скважины 30 | ||||
Лабораторные исследования керна | Количество скважин | - | 1 | - |
Количество определений | - | 2* | - | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | - | - | |
Среднее значение | - | 0.161 | - | |
Интервал изменений | - | 0.158-0.164 | - | |
Ср. взвешенное значение | - | 0.161 | - | |
Геофизические исследования скважин | Количество скважин | - | 1 | 1 |
Количество определений | - | 2 | 1 | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | - | - | |
Среднее значение | - | 0.173 | 0.702 | |
Интервал изменений | - | 0.170-0.175 | - | |
Ср. взвешенное значение | - | 0.1731 | 0.701 | |
Гидродинами-ческие исследования | Количество скважин | - | - | - |
Количество определений | - | - | - | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | - | - | |
Среднее значение | - | - | - | |
Интервал изменений | - | - | - | |
Принятые значения в модели | 0.291 | 0.1731 | 0.701 | |
Юго-Восточное поднятие | ||||
Лабораторные исследования керна | Количество скважин | 3 | 6 | - |
Количество определений | 5* | 9* | - | |
Коэффициент вариации, д. ед. | 1.139 | 0.264 | - | |
Среднее значение | 0.6902 | 0.173 | - | |
Интервал изменений | 0.0007-2.0834 | 0.108-0.2265 | - | |
Ср. взвешенное значение | - | 0.200 | ||
Геофизические исследования скважин | Количество скважин | - | 8 | 6 |
Количество определений | - | 24 | 19 | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | 0.246 | 0.986 | |
Среднее значение | - | 0.208 | 0.804 | |
Интервал изменений | - | 0.12-0.295 | 0.607-0.901 | |
Ср. взвешенное значение | - | 0.194 | 0.821 | |
Гидродинами-ческие исследования | Количество скважин | 2 | - | - |
Количество определений | 2 | - | - | |
Коэффициент вариации, д. ед. | - | - | ||
Среднее значение | 0.180 | - | - | |
Интервал изменений | 0.114-0.264 | - | - | |
Принятые значения в модели | 0.182 | 0.194 | 0.821 |
1.8 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Б2 приведена в табл. 1.2.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 |
