Главная -> Словарь

Пористость песчаников

Продуктивный горизонт карабильской свиты неоком-аптских отложений сложен песчаниками и прослоями глин, залегает на глубинах 3000— 3150 м. Пористость коллекторов около 19%, проницаемость 105 мД.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в московской, башкирской и турнейской карбонатных толщах в визейской и кыновско-живетской терригенных толщах. В московской толще имеются два нефтяных пласта на глубине 900—1000 м: верхний — в подошве каширского и кровле Верейского ярусов, нижний — в подошве вереи-го яруса. Пористость коллекторов колеблется от 9 до 28%, проницаемость верхнего пласта весьма мала, нижнего же в среднем составляет 530-10~15 м2. В известняках башкирского яруса имеется массивная залежь. Пористость известняков от 3 до 17%, проницаемость еще меньше, чем в верхнем пласте московской толщи. Испытание этих трех пластов проводили совместно, поэтому сведения о свойствах нефтей в пластовых условиях даны средние по трем горизонтам.

В визейской терригенной толще имеются три нефтяных пласта на глубинах 1250—1350 м. Верхние два пласта составляют одну залежь — это пласты BI тульского и Б2 бобриковского горизонтов. Третий пласт Б3 приурочен к бобриковскому горизонту. Пористость келлекторов колеблется от 2 до 25%, проницаемсть достигает в нижней залежи 60Х ХЮ~15 м2. В турнейском ярусе имеется массивная залежь в известняках с пористостью 5—18% и проницаемостью 180-10~15 м2. В кыновско-живетской толще обнаружены два нефтеносных пласта на глубине 1970—2020 м: Д1 в пашийском горизонте и Дг в живетском ярусе. Пористость коллекторов для пласта Д))) и Д2 меняется от 6,5 до 23,5%, проницаемость пласта Д1 достигает 65- 10~15 м2.

Продуктивные пласты бобриковского и тульского горизонтов имеют гидродинамическую связь. ВНК. определен на отметках—1216 м для Шагиртского поднятия и—1208 м для Восточно-Шагиртского. Пористость коллекторов меняется от 16 до 24%, проницаемость достигает 1420-Ю-15 м2. Пористость карбонатных коллекторов турнейского и баш-

Пласты залегают на глубине 1380—1400 м. Пористость коллекторов пласта Бг колеблется от 5 до 25%, проницаемость достигает 1030Х ХЮ~15 м2. Для пласта Бз пористость составляет 4—24%, проницаемость 770-10~15 м2. В турнейском ярусе коллекторами нефти служат известняки пористостью от 3 до 15%, проницаемостью до 200-10~15 м2. Залежь массивного типа находится в верхней части яруса на глубине 1434— 1470 м.

Известняки и доломиты имеют пористость до 26%, проницаемость до 130- 1, в пашийском горизонте нижнефранского подъяруса и в карбонатных отложениях верхнефаменского подъяруса верхнего девона, а также в известняках турнейского яруса и в песчано-глинистых породах угленосного горизонта нижнего карбона. Промышленным объектом является пласт Дь сложенный песчано-алевролитовыми породами. Величина пористости пласта меняется от нескольких до 27%, в сводовой части она составляет 16—18%. Средняя пористость коллекторов пласта оценивается в 20,6%. Проницаемость пласта меняется от нескольких до 1540Х ХЮ~15 м2. Средняя проницаемость коллекторов оценивается в 600Х ХЮ15 м2. Большая часть залежи подстилается водой.

Основные запасы нефти и газа сосредоточены в коллекторах угленосной толщи визейского яруса. На Арланском и окружающих его месторождениях угленосная толща включает елховский и бобриков-ский горизонты и подразделяется по литолого-каротажной характеристике на три пачки. Нефтеносность в основном приурочена к отложениям верхней и частично нижней пачки. Пористость коллекторов нижней пачки в среднем составляет около 25%, проницаемость колеблется в очень больших пределах. Пористость коллекторов верхней пачки составляет 20,4%, проницаемость 750- 1, глубина залегания которого 601—720 м. Продуктивные пласты Ki и К2 сложены неравномерно пористыми доломитами с пропластками плотного ан-гидритизированного или глинистого доломита. Внутри пластов встречаются прослои ангидритов и мергелей, хорошо выдерживающихся по всей площади. Пористость коллекторов в среднем составляет 16%, проницаемость колеблется от 1,5-10~15 до 53-10~15 м2.

Так как пористость песчаников определяется степенью их уплотнения и количеством проникшего в них цементирующего вещества, то вполне возможно допустить более низкую пористость палеозойских пор. Однако необходимо помнить, что плотность имеет причиной статическое и динамическое давления и у пород одного и того же возраста оно может быть разное. Точно так же вполне возможна и большая разница в количестве проникшего в породу цементирующего вещества, независимо от ее возраста.

Промышленная нефтеносность выявлена в пласте 1-в в живетском ярусе на глубинах 2260—2280 м. Коллекторы представлены песчаниками, мощность и свойства которых неодинаковы по площади месторождения. Средняя пористость песчаников 13,5%, проницаемость 94-10~15 м2. Пласт 1-в делится на песчаные пачки и прослои. По кровле пачки песчаников в-3 пласта 1-в в пределах Мичаюского поднятия выделяются две антиклинальные складки: Сандрашорская западно-северо-западного простирания и Южно-Лемьюская северо-северо-западного простирания. Соответственно в пачке в-3 образуются две залежи. Обе залежи пластовые, сводовые. Однако в песчаниках верхнего прослоя залежь нефти едина для обоих поднятий. Водонефтяной контакт на Мичаюском месторождении определен на отметке —2160 м.

Промышленная нефтеносность выявлена в пласте 16 пашийского горизонта франского яруса верхнего девона и в пласте 1в живетского яруса среднего девона. Коллекторами служат песчаники. В пласте 1в имеются две обособленные залежи: одна в пачке в-3 на восточном крыле структуры, другая в пачке в-4 на южной периклинали структуры. Это связано с неповсеместным распространением песчаников пачек в-3 и в-4 по площади месторождения. Залежь в песчаниках пачки в-4 находится на более низких гипсометрических отметках , чем залежь пачки в-3 , хотя стратиграфически пачка в-4 располагается над пачкой в-3. ВНК залежи в пласте 16 определен на глубине — 2545 м. Пористость песчаников пласта 16 равна 14,8%, пласта 1в—13,1%, а проницаемость соответственно 30-Ю""15 и 23-Ю-15 м2.

Пористость песчаников пласта 1в равна 12,7%, проницаемость 65-Ю-15 м2. Пласт 16 представлен одним прослоем песчаника, который распространен неповсеместно.

Пористость песчаников пласта 16 12,5%, а проницаемость 6Ь10~15 м2. Водонефтяной контакт единый для пластов 1в и 16, находится на"отметках от —-2631 до —2656 м.

Промышленная нефтеносность связана с пластом III в эйфельском» ярусе девона, представленном песчаниками. Пласт залегает на небольшой глубине, примерно от 140 до 200 м, и разделяется на четыре пачки. Пористость песчаников в среднем около 24%, а средня» величина проницаемости около 3 • 10~12 м2, коллектор сильно трещиноват^

Промышленная нефтеносность приурочена к визейской терригенной толще, в которой нефтеносными являются пласты BI и Во тульского горизонта. Глубина залегания пластов 1470 м. Пласт Во сложен песчаниками и алевролитами, часто переслаивающимися с доломитами и до-ломитизированными песчаниками, пласт BI — песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Пористость песчаников в пластах меняется от 2 до 21%, проницаемость составляет в среднем 103- 1(Н5—240-10~15 м2. Залежи нефти в пластах Б0 и Bt пластового типа. Залежь пласта BI водоплавающая.

Промышленная нефтеносность установлена в московской карбонатной и визейской терригенной толщах. В московском ярусе два нефтяных пласта на глубине 1000—1100 м, приуроченные к каширскому и верейскому горизонтам. В визейской терригенной толще имеется залежь в яснополянском надгоризонте на глубине 1400 м. Для коллекторов залежи характерна большая литологическая изменчивость. Пористость песчаников 12—14%, проницаемость достигает 750-10~15 м2.

В турнейском ярусе установлена залежь массивного типа на Быркинском куполе на глубине 1330—1360 м, в самой кровле яруса. В кы-новско-живетской толще выявлены два нефтяных пласта в пашийских и живетских отложениях на глубине 2000—2080 м. Литологически пласты не выдержаны. Пористость песчаников составляет 4—20%, проницаемость— 115- Ю-15 м2.

Пласт До, сложенный песчаниками и алевролитами, имеет ВНК, который отбивается на отметке —2070 м. Пористость песчаников равна 15%.

Залежь бобриковского горизонта Bei относится к типу пластовых, сводовых. Пористость песчаников этого пласта составляет 16%. ВНК принят на абсолютной отметке —1430,5 м.