Крапивинское месторождение.
Геолого-физическая характеристика месторождений
Пласт Ю13−4. Общая толщина пласта в разрезах продуктивных скважин колеблется от 5 до 17,6 м, эффективная — от 4,6 до 17,6 м и нефтенасыщенная — от 2,2 до 17,6 м. Средние статистические показатели пласта в целом по месторождению (нефтяная + водонефтяная зоны) составляют: общая толщина — 13,6 м, эффективная — 12,6 м и нефтенасыщенная — 9,5 м. Песчанистость изменяется от 0,76 до I (среднее значение… Читать ещё >
Крапивинское месторождение. Геолого-физическая характеристика месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Пласт Ю13−4. Общая толщина пласта в разрезах продуктивных скважин колеблется от 5 до 17,6 м, эффективная — от 4,6 до 17,6 м и нефтенасыщенная — от 2,2 до 17,6 м. Средние статистические показатели пласта в целом по месторождению (нефтяная + водонефтяная зоны) составляют: общая толщина — 13,6 м, эффективная — 12,6 м и нефтенасыщенная — 9,5 м. Песчанистость изменяется от 0,76 до I (среднее значение 0,917), расчлененность разреза от 0,11 до 0,5 (средняя 0,35). Нефтенасыщенность оценена по керну и промысловой геофизике. По керну изменяется от 0,51 до 0,70 (средняя 0,61, пять определений из 14 скважин) и ГИС колеблется от 0,43 до 0,69 (средняя 0,588, 17 определений из 17 скважин). По керну оценка проницаемости пласта проведена по разрезам 8 скважин нефтенасыщенной части пласта и гидродинамики 13 скважин. По керну этот показатель составил 0,038 мкм и гидродинамике -0,037 мкм. Средняя пористость по керну оценена в 0,156 (12 определений из 14 скважин) и материалам ГИС в 0,184. Существенные расхождения (на 0,109 м/м?) в оценке показателя проницаемости по керну и гидродинамике объясняются, очевидно, не представительностью выборки и малым количеством проанализированных скважин.
Пласт Ю11−2. Общая толщина в 14 разрезах продуктивных скважин изменяется от 1,6 до 4,6, эффективная — от 1,4 до 4,6 м и нефтенасыщенная — от 1,4 до 4,6 м. Средние статистические показатели по пласту составляют: общей толщины 3,0 м, эффективной и нефтенасыщенной — 2,57 м. Песчанистость разреза изменяется от 0,62 до 1, расчлененность от 0,2 до 1. Среднее значение песчанистости по пласту оценивается в 0,89 (13 скважин) и расчлененности в 0,65. Нефтенасыщенность пород по ГИС колеблется от 0,43 до 0,69.
Среднее значение по разрезам 12 скважин составляет 0,56 коллекторские свойства пласта низкие: открытая пористость в разрезах скважин по керну изменяется от 0,12 до 0,174, при среднем значении 0,142 и материалам ГИС оценивается от 0,140 до 0,184, при среднем статистическом показателе — 0,150; средняя проницаемость по керну в скважинах изменяется от 0,005 до 0,013 мкм и по пласту в целом она составляет 0,004 мкм. По гидродинамике изменения проницаемости пласта оцениваются от 0,0012 до 0, 015 мкм.
Более детальная характеристика и оценка статистических показателей коллекторских свойств и неоднородности продуктивных пластов проведена раздельно по пяти участкам (залежам А, Б, В, Г и Д) пласта Ю13−4 и двум участкам пласта Ю11−2. Необходимо отметить, что связи с малым количеством проанализированных скважин полученные результаты имеют информативный характер и могут быть использованы для сравнительной оценки объектов исследований.