Двуреченское месторождение.
Геолого-физическая характеристика месторождений
Изученность коллекторских свойств пород по разрезу представляется достаточно низкой, и не позволяет судить о каких либо закономерностях в их изменении по простиранию. По имеющимся данным можно говорить о высокой зональной неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и необходимости дальнейшего изучения гидродинамических характеристик пластов. Наиболее целесообразным представляется… Читать ещё >
Двуреченское месторождение. Геолого-физическая характеристика месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Пласт Ю11. Общая толщина пласта составляет 6 м, интервал ее изменения от 1,4 до 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,9 м, интервал ее изменения от 0 до 2,2 м. Толщина непроницаемых разделов составляет 5,1 м, интервал ее изменения о 0,6 до 4,2 м. Среднее значение Кп равно 0,543 при коэффициенте вариации 0,633; среднее значение Кр — 1,5 при коэффициенте вариации 0,471.
Пласт Ю1 м. Общая толщина пласта составляет 3,8 м, интервал ее изменения от 3,8 до 5,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,4 м с диапазоном ее изменения от 1,2 до 3,4 м, толщина непроницаемых разделов составляет 0,4 м с интервалом их изменения от 0,4 до 4 м. Среднее значение Кп равно 0,636 при коэффициенте вариации 0,579; среднее значение Кр — 2 при коэффициенте вариации 0,5.
Пласт Ю13. Общая средняя толщина пласта в нефтяной части составляет 10 м, с интервалом изменения толщины по пласту от 9,0 до 14,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в чисто нефтяной зоне составляет 5,2 м, интервал ее изменения от 4,6 до 5,8 м. Эффективная водонасыщенная толщина пласта составляет 3,6 м. Толщина непроницаемых прослоев по пласту в среднем 4,8 м с интервалом их изменения от 1,4 до 4,6 м. Среднее значение Кп равно 0,537 при коэффициенте вариации 0,045; среднее значение Кр — 3,3 при коэффициенте вариации 0,631.
Средние значения для проницаемости увеличиваются вниз по разрезу и изменяются от 8,5 до 50,5 мД. Открытая пористость пород варьирует в пределах 11,1−21,7% и в среднем по пластам Ю11, Ю12, Ю1М и Ю13 составляет 15,1; 13,6; 16,6 и 13,6% соответственно.
По геофизическим данным средние значения проницаемости изменяются от 2,6 до 23 мД, какие-либо тенденции в ее распределении по разрезу отсутствуют. Пористость по ГИС изменяется от 8,7 до 15,7%.
Гидродинамические исследования скважин показали значительное различие по проницаемости продуктивных пластов — минимальное значение 4,3 мД по пласту Ю12, максимальное — 1700 мД по пласту Ю13. Количество определений значения проницаемости по пластам незначительно и колеблется от одного до трех для каждого пласта.
Изученность коллекторских свойств пород по разрезу представляется достаточно низкой, и не позволяет судить о каких либо закономерностях в их изменении по простиранию. По имеющимся данным можно говорить о высокой зональной неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и необходимости дальнейшего изучения гидродинамических характеристик пластов. Наиболее целесообразным представляется проведение гидропрослушивания по скважинам 10п-11 р и 10п-12 р, а также повторных исследований на неустановившемся режиме фильтрации.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Крапивинской группы месторождений.
Месторождение. | Толщина. | Наименование. | Пласты. | ||
Зоны пласта Ю11−2 | Зоны пласта Ю13−4 | Зоны пласта Ю1м | |||
по пласту в целом. | по пласту в целом. | по пласту в целом. | |||
Крапивинское. | Общая. | Средняя, м. | 13,6. | ||
Зап. — Моисеевское. | Общая. | Средняя, м. | 2,7. | ||
Двуреченское. | Общая. | Средняя, м. | 3,8. | ||
Среднее по группе месторождений. | 3,90. | 11,53. | 3,80. | ||
Крапивинское. | Эффективная. | Средняя, м. | 2,57. | 12,6. | |
Зап.-Моисеевское. | Эффективная. | Средняя, м. | 2,6. | 8,2. | |
Двуреченское. | Эффективная. | Средняя, м. | 0,9. | 5,2. | 3,4. |
Среднее по группе месторождений. | 2,02. | 8,67. | 3,40. | ||
Крапивинское. | Нефтенасыщенная. | Средняя, м. | 2,57. | 9,5. | |
Зап.-Моисеевское. | Нефтенасыщенная. | Средняя, м. | 2,6. | 8,2. | |
Двуреченское. | Нефтенасыщенная. | Средняя, м. | 0,9. | 5,2. | 3,4. |
Среднее по группе месторождений. | 2,02. | 7,63. | 3,40. | ||
Крапивинское. | Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,87. | 0,91. | ||
Зап.-Моисеевское. | Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,75. | |||
Двуреченское. | Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,74. | 0,53. | 0,63. | |
Среднее по группе месторождений. | 0,87. | 0,73. | 0,63. | ||
Крапивинское. | Коэффициент расчлененности, доли ед. | 0,65. | 0,35. | ||
Зап.-Моисеевское. | Коэффициент расчлененности, доли ед. | 4,5. | |||
Двуреченское. | Коэффициент расчлененности, доли ед. | 1,25. | 3,3. | ||
Среднее по группе месторождений. | 0,97. | 2,72. | 2,00. | ||
Крапивинское. | Проницаемость, мкм? | 0,004. | 0,038. | ||
Зап.-Моисеевское. | Проницаемость, мкм? | 0,024. | 0,028. | ||
Двуреченское. | Проницаемость, мкм? | 0,0056. | 0,024. | 0,034. | |
Среднее по группе месторождений. | 0,01. | 0,03. | 0,03. | ||
Крапивинское. | Пористость, доли ед. | 0,15. | 0,18. | ||
Зап.-Моисеевское. | Пористость, доли ед. | 0,15. | 0,15. | ||
Двуреченское. | Пористость, доли ед. | 0,15. | 0,18. | 0,19. | |
Среднее по группе месторождений. | 0,15. | 0,17. | 0,19. | ||
Крапивинское. | Нефтенасыщенность, доли ед. | 0,56. | 0,6. | ||
Зап.-Моисеевское. | нефтенасыщенность, доли ед. | 0,62. | 0,55. | ||
Двуреченское. | нефтенасыщенность, доли ед. | 0,7. | 0,69. | 0,72. | |
Среднее по группе месторождений. | 0,63. | 0,61. | 0,72. |