Главная -> Словарь

Проницаемость коллекторов

живетской терригенных толщах, а на Быркинском куполе еще и в тур-нейском ярусе. В московской нефтеносной толще на обоих куполах установлены по две нефтяные залежи на глубине 900—1020 м, сложенные известняками и доломитами, имеющими пористость от 3 до 23% на Красноярском месторождении и от 9 до 26% на Быркинском месторождении. Проницаемость колеблется соответственно от 50-Ю-15 до 1800Х ХЮ~15 м2. В башкирском ярусе залежь сводового типа находится на глубине 1000 м на Красноярском месторождении—1020—1050 м на Быркинском месторождении. Пористость коллектора на Красноярском месторождении колеблется практически от нуля до 27%, проницаемость достигает 530-10~15 м2, на Быркинском месторождении пористость составляет от 3 до 27%, проницаемость для продуктивных пропластков — от 600- 10~15-до 1700-10~15 м2. В визейской терригенной толще имеется по-две залежи. Верхняя залежь приурочена к пластам BI тульского горизонта, и Б2 бобриковского горизонта, нижняя — к пласту Б3 бобриковско-го горизонта. Литологически пласты представлены песчаником с пористостью от 6 до 26% и проницаемостью 1700-10~15 м2.

Бобриковский горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками, в разной степени алевролитовыми. Пористость песчаников составляет в среднем 24%, а проницаемость колеблется от 492,6- 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.

Промышленные залежи нефти на Неклюдовском месторождении установлены в тсрригенных отложениях нижнего карбона , верхнего и среднего девона. На Неклюдовской структуре выделены три нефтеносных купола: Украинский, Подсолнечный, Подлесный . Продуктивные пласты сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Песчаники нижнего карбона в основном мелкозернистые, пористые. Пористость их в среднем по месторождению составляет 19,3%, проницаемость колеблется в пределах от 423-10~15 до 657-10~15 м2. Песчаники девонских отложений имеют пористость 15,2%, проницаемость 306-10~15 м2.

Промышленная нефтеносность приурочена к подсолевым отложениям франского яруса и межсолевым отложениям верхнего девона. Семилукско-бурегский горизонт представлен трещиновато-кавернозными доломитами и доломитизированными известняками. Открытая пористость не превышает 1,7%. Задонский горизонт сложен доломитизированными известняками и доломитами кавернозными. Открытая пористость горизонта по анализу кернов 1—18%. Проницаемость колеблется от 200-10-15 до 760-Ю-15 м2.

Нефтяные залежи были выявлены в отложениях хадумского горизонта и черкесской свиты, в палеоценовых и верхнемеловых отложениях. Нефтеносность почти всех горизонтов приурочена в основном к трещинным коллекторам. Тип залежей хадумского горизонта — пластовый, сводовый с элементами литологического и, возможно, тектонического экранирования. Хадумский горизонт представлен глинами с прослоями мергелей, аргиллитов и очень редко алевролитов. Черкесская свита представлена аргиллитами, глинами и мергелями с редкими прослоями глинистых алевролитов. Продуктивный горизонт палеоцена также сложен аргиллитами, глинами и глинистыми алевролитами; III горизонт верхнего мела представлен известняками, иногда неравномерноглини-стыми. Средние значения пористости для всех горизонтов, по данным 130 анализов, составляют 7%, проницаемость колеблется от нуля до 10-10-15м2.

Промышленная нефтеносность приурочена к бобриковскому горизонту визейской терригенной толщи, сложенному сравнительно плотными песчаниками и алевролитами. Пористость и проницаемость коллекторов очень низкая.

Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях живетского яруса среднего девона , 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.

Промышленная нефтеносность выявлена в пористо-кавернозных известняках турнейского яруса и песчано-алевролитовых пластах угленосной толщи . Пласты VIi и VI2 еще делятся на прослои. Небольшой приток нефти получен из известняков каширского яруса. Проницаемость коллекторов турнейского яруса Ы0~15— 8-10~15 м2. Залежь массивного типа, водонефтяной контакт на глубине —1209 м. Проницаемость пластов угленосной толщи меняется от 686-10~15 до 1196-10-15 м2, а пористость от 18,3 до 25%. Водонефтяные контакты находятся на глубинах от —1179 до —1189 м.

В разрезе месторождения выделяются две продуктивные толщи. Верхнюю продуктивную толщу образуют карбонатные отложения тур-нейского яруса нижнего карбона и франского яруса верхнего девона . Нижнюю продуктивную толщу образуют отложения живетского яруса. Залежи пластово-сводовые. Для обеих залежей принят единый ВНК на отметке —1410 м. Проницаемость коллекторов от 200-Ю-15 до 1000-10-15м2.

Промышленная нефтеносность доказана в пределах Северо-западного блока, где нефтегазоносными являются отложения манявской, вы-годской, быстрицкой и менилитовой свит. Залежи в выгодской и быст-рицкой свитах имеют газовые шапки и единые начальные газонефтяной и водонефтяной контакты на глубинах соответственно 2423 и 2540 м. Проницаемость коллекторов выгодской и быстрицкой свит изменяется от 0 до 60-10~15 м2; преобладающие значения проницаемости 2-10~15— 5-10-'5 м2. Открытая пористость имеет среднее значение 10—12%.

На месторождении Корсак вскрыто и оконтурено 12 нефтеносных горизонтов. Из них на западном крыле выявлено девять горизонтов в меловых отложениях, по одному грризонту на восточном и южном крыльях и в западной части грабенй. На западном крыле самым верхним горизонтом является туронскии, который представлен белым мелом, рыхлыми и мелоподобными глинами. Горизонты — I и II альб-сеноман-ские, I и II промежуточные альб-сеноманские, III альб-сеноманский, IV среднеальбский, V нижнеальбский и VI апт-неокомский — представлены чередованием песков и глин. Пески и песчаники мелкозернистые; число нефтеносных пропластков различное. Пористость коллекторов колеблется от 31 до 33% . Проницаемость коллекторов очень высокая и меняется по горизонтам от 1000- 1Q-15 до 2300-10~15 м2.

Месторождение многопластовое. В отложениях неокомского яруса нижнего отдела меловой системы выявлено пять залежей нефти, обозначенных литерами от А до Д. В отложениях юрской системы условно выделяются две залежи; Ю))) и Ю2. Все продуктивные пласты представлены слабосцементированными песчаниками, обладающими высокой пористостью: от 18—20 до 35% и даже более. Проницаемость коллекторов колеблется в основном от 150-10~15 до 1000-10~15 м2.

В верхней части красноцветной свиты на Западном участке выделяются продуктивные горизонты II, III, Ша и IV, литологически представленные песчаниками, разделенными глинистыми пропластками. Средняя арифметическая пористость для горизонтов следующая : II —18, III —22, IV —21. Проницаемость коллекторов месторождения Котур-Тепе изменяется в широких пределах — от 20-10~15 до 3000-10~15 м2, наиболее часто встречается проницаемость 100-10-15 —500-10-15 м2. Глубина залегания этих пластов 1640—1700 м. В горизонте III имеется газовая шапка. В нижней части красноцветной толщи выделяется горизонт НК,

Промышленная нефтеносность выявлена в горизонтах БСю и БСц валанжинского яруса нижнего мела, которые представлены частым переслаиванием песчаных и глинистых прослоев. Проницаемость коллекторов горизонта БСю составляет 60-10~15—80-10~15 м2, а горизонта БСц — 36-10~15—52-10~15 м2. Залежи нефти пластовые, сводовые, находятся на больших глубинах в условиях высоких давлений и температур. К каждому куполу приурочены отдельные залежи. Водонефтяной контакт для залежей горизонта БСю определен на отметках —2430 ,и —2432 м, а для залежей горизонта БСц — на 20 м ниже.

Промышленная нефтеносность выявлена в горизонтах БЮ и K)i нижнего мела и верхней юры. Горизонт Ю) разделен глинистыми отложениями на два подгоризонта: Ю^ и Ю}. Пористость коллекторов подго-ризонта Ю° равна 16,9%, проницаемость 25-Ю"15 м2. Проницаемость коллекторов горизонта БЮ равна 200-10~15 м2. Водонефтяной контакт залежи горизонта БЮ находится на абсолютной отметке —2304 м, Ю° — 2723 м и Ю — 2744 м.

Месторождение Паромай многопластовое. Залежи нефти обнаружены в нутовской и окобыкайской свитах . Коллекторами нефти служат песчаники, эффективная пористость которых изменяется в больших пределах . Проницаемость коллекторов низкая. Лучшей проницаемостью обладают коллекторы V горизонта .