Рассветное месторождение

Содержание

 

Список таблиц

 

 

 

Введение

 

Нефть один из основных и важнейших  видов энергетического сырья. На ближайшую перспективу потребность  индустриально развитых стран в  энергии будет удовлетворяться  главным образом за счет нефти.

В нашей стране предусматривается осуществление энергосберегающей политики в условиях стабильной добычи нефти ,том числе, за счет повышения нефтеотдачи пластов и роста добычи природного газа.

В этих условиях повышение  технического уровня предприятий нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности, улучшение организации труда и производства, совершенствование управления на производствах - важнейшая предпосылка эффективности производства.

Для этого нужно и  надо:

• рационально использовать материальные и трудовые ресурсы;

• рационально использовать производственные мощности;

• повышать технический уровень производства, внедрять автоматизацию и компьютеризацию производственных процессов;

• усилить режим экологии на производстве, снижать потери и бережливее использовать материальные ресурсы;

• повышать прибыльность рентабельность производства.

 

 

Раздел 1.  
Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия  
и района работ.

1.1.1.Общие сведения о районе  расположения месторождения

 

В административном отношении Рассветное месторождение расположено в Осинском районе Пермской области, в 70-ти км к югу от областного центра г. Перми. Районный центр г. Оса расположен в 23 км юго-западнее месторождения.

Связь с областным центром осуществляется по тракту Пермь-Оса.

Ближайшими населенными пунктами являются с. Паль, расположенное в 9 км. юго-восточнее месторождения, в 1 км. - лесоучасток Красный Маяк , а также деревни: Рассвет, Полуденные, Северная, связанные между собой только местными грунтовыми дорогами, непригодными в дождливую погоду.

По морфологическим особенностям район представляет собой слабовсхолмленную равнину, расчлененную густой сетью мелких речных долин и оврагов. Наивысшие абсолютные отметки на водоразделах составляют 300-350 м., наинизшая - 84 м. (урез р. Кама). Холмы покрыты хвойным лесом.

Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура колеблется от +1°С до +1.5°С. Средняя температура в январе -15°С, в июле +18.7°С. Безморозный период длится 120-130 дней, среднегодовое количество осадков 540 мм, толщина снежного покрова 60 см, продолжительность его залегания в среднем 170 дней. Глубина промерзания почвы до 1.2 м. Лед на реках устанавливается в середине ноября, сходит в конце апреля - начале мая. Господствующие ветры - юго-западные и южные.

Кроме нефти в районе расположения месторождения разрабатываются  строительные материалы : песок, гравий, глина.

Месторождение находится на территории Осинского нефтегазодобывающего управления, относящегося к системе  ОАО ”ЛУКойл Пермнефть“.

Сбор нефти и газа осуществляется по напорной герметизированной схеме (давление 1.6 МПа).

Источником водоснабжения Рассветного  месторождения является существующий водозабор р. Кама, откуда вода подается по системе магистральных водоводов.

Электроснабжение осуществляется от трансформаторной подстанции 35/6 кВт "Рассветное".

Население района занято в основном в сельском хозяйстве, лишь небольшой процент занят на лесоразработках, в пищевой и нефтедобывающей промышленности.

Основными полезными ископаемыми  района являются нефть и газ.

Как местный строительный материал здесь добывается песок, гравий, глина.

 

1.1.2.Характеристика  нефтегазодобывающего 
предприятия.

Нефтегазодобывающее  предприятие "Осинскнефть" ОАО ”ЛУКойл-Пермнефть“ расположено в Осинском районе в 150 км к юго-западу от областного центра г. Перми. НГДУ "Осинскнефть" находится в поселке Тишково, что в 5-ти км от районного центра г. Осы. Схема деятельности НГДУ «Осинскнефть» представлена на рис. 1.

Добыча нефти осуществляется в  Осинском, Бардымском, Чайковском, Кунгурском, Чернушенском, Еловском, Куединском районах Пермской области. На данный момент разрабатываемыми месторождениями являются: Осинское (1963г.), Тулвинское (1969г.), Маячное (1973г.), Баклановское (1975г.), Рассветное (1979г.), Горское (1983г.), Гарюшкинское (1986г.), Мало-Усинское (1987г.), Шумовское,(передано в НГДУ в 1988г.), Туркинское (1991г.), Андреевское (1992г.). С 1996года НГДУ эксплуатирует Константиновское месторождение, переданное из НГДУ ”Чернушканефть“ в результате реструктуризации ОАО ”ЛУКойл-Пермнефть“

НГДУ  "Осинскнефть" создано  на базе Осинского нефтепромысла  НПУ "Краснокамскнефть" и начало свою деятельность с августа 1966 года.

При НПУ были созданы цеха :

1. Осинский нефтепромысел
2. Цех ППД
3. Автотранспортный цех
4. Электромонтажный цех
5. Коммунальный участок ЖКХ

С 1 января 1967 года был создан строительно-монтажный  цех.  С июня 1967 года на базе автотранспортного цеха НПУ и Тишковской колонны, автотранспортной колонны "Пермвостокнефтеразведка" создана автотранспортная контора НПУ "Осинскнефть" на самостоятельном балансе. На базе участка капитального ремонта скважин создан цех КРС, кроме того, созданы: ремонтно-механический цех и группа по монтажу и ремонту контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА). Из состава Осинского нефтепромысла выделена бригада по перекачке нефти и с 1 октября 1967 г образован цех по “Перекачке нефти”. С 1 мая 1968 г, с пуском в эксплуатацию термохимической установки по подготовке нефти, цех “Перекачки нефти” переименован в цех “Обезвоживания, обессоливания, подготовки и перекачки нефти”. С 1 июля 1968 года при НПУ "Осинскнефть" создано ЖКХ на самостоятельном балансе. Строительно-монтажное управление создано на базе строительно-монтажного участка с 1 октября 1968 года. В марте 1968 года создан цех "Пароводоснабжения". В январе 1970 года в целях более оперативного руководства бригадами подземного и капитального ремонта создан цех "Подземного и капитального ремонта скважин". В июле 1970 г создан цех “Научно-исследовательских и производственных работ, в целях механизации счетно-вычислительных работ в конце 1970 г создано машиносчетное бюро. С 1 июня 1970 г, в соответствии с приказом Миннефтепрома за номером 212 от 20.4.71 г и приказа объединения “Пермнефть” за номером 93 от 7.5.71 г, нефтепромысловый участок “Осинскнефть” переименован в нефтегазодобывающее управление “Осинскнефть” и с 1 июня 1971 г перешло на новую структуру управления производством. В 1973 г произошло укрупнение цехов, в результате чего цех “Обезвоживания, обессоливания, подготовки и перекачки нефти” переименован в “Установку по обезвоживанию, обессоливанию, подготовке и перекачке нефти”.  Вместо цеха пароводоснабжения создана группа пароводоснабжения в составе ”Прокатно-ремонтного цеха электрооборудования”. Цех “Научно-исследовательских и производственных работ” переименован в научно-исследовательскую лабораторию. В августе 1973 г, с вводом в эксплуатацию нового Маячного месторождения, создана районная инженерно-техническая станция №1. В 1975 г создан цех “Пароводоснабжения” на базе группы пароводоснабжения. В связи с вводом в эксплуатацию нового Баклановского месторождения на базе НГДУ создана РИТС №2. С 1 декабря 1975 г приказом Миннефтепрома №570 от 12.11.75 г НГДУ преобразовано в производственную единицу НГДУ “Осинскнефть”.

В связи с увеличением объемов бурения и добычи нефти на Баклановском месторождении оно выделено из состава РИТС №2 и с 1 сентября 1976 г, на основании разрешения Миннефтепрома за №ак-5129 от 11 августа 1976 г, сообщено письмом объединения “Пермнефть” за №0822-314 от 20 августа 1976 г, создана РИТС-3 “Баклановка”. С 1 июня 1978 г на базе РИТСов созданы три цеха по добыче нефти и газа, а с 1 июля 1978 г - четвертый цех. С 1.06.78 г научно-исследовательская лаборатория переименована в цех “Научно-исследовательских и производственных работ”. С 1 июля 1981 г на базе участка промысловой автоматики создан цех автоматизации производства.

НГДУ "Осинскнефть" осуществляет разработку названного ряда месторождений нефти в соответствии с проектами и государственными планами по добыче нефти, ведет эксплуатацию нефтяных скважин и других промысловых объектов, закачку воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления, подготовку и сдачу нефти нефтепроводным управлениям. Кроме того, выступает в роли заказчика по проектированию и капитальному строительству нефтепромысловых объектов, а также объектов соцкультбыта.

В состав НГДУ входят 5 цехов. по добыче нефти и газа, цех подготовки и  перекачки нефти, база производственного  обслуживания, цех пароводоснабжения,.

Организационная структура НГДУ “Осинскнефть” приведена на рис. 2.

 

 

 

 

 
 
1.1.3.Технико-технологическая  часть. 
Краткая история проектирования разработки.

 

Рассветное месторождение открыто  в 1966 г. Промышленные запасы нефти установлены  в яснополянских и башкирских отложениях.

Подсчет запасов произведен в 1971 г. Запасы нефти утверждены  ГКЗ 15.12.71 г.

Извлекаемые запасы нефти в яснополянской  залежи 2.98 млн. тонн при нефтеотдаче 30%, в башкирской залежи 3.67 млн. тонн при нефтеотдаче 30%. Суммарные извлекаемые  запасы - 6.65 млн. тонн.

Первая технологическая схема  была составлена в 1972 г. Однако месторождение по этой схеме не разбуривалось. В 1978 г. была составлена уточненная технологическая схема разработки, в которой планировалось осуществлять разработку яснополянской залежи избирательным заводнением с размещением скважин по обращенной семиточечной схеме с плотностью сетки скважин 300 на 300 м, фонд проектных скважин - 91, резервных - 27.

В связи с тем, что перед составлением технологической схемы 4 яснополянских пласта не были вскрыты перфорацией ни в одной из пробуренных скважин и продуктивность яснополянской залежи не была изучена, было намечено провести опытно-промышленную эксплуатацию их.

На период опытно-промышленной эксплуатации намечалось бурение 35 первоочередных яснополянских скважин, в том числе 27 добывающих и 8 нагнетательных.

Из-за высокой вязкости нефти из пластов Бш₁ и Бш₂ (в 1978 г. значение вязкости оценивалось в 44-х скважинах и составило 44 мПа*с), было принято решение в технологической схеме не проектировать промышленную эксплуатацию этой залежи при обычном заводнении, а организовать один опытный элемент из 6-ти добывающих и 1-й нагнетательной скважин с вытеснением нефти оторочкой щелочи.

В октябре 1980 г. объединение “Пермнефть”  утвердило размещение 2-х опытных семиточечных элементов на башкирскую залежь (в отличие от одного, как намечалось в технологической схеме 1978 г.).

Технический совет объединения  “Пермнефть” утвердил уточненную технологическую схему разработки 1978 г. в качестве плана опытно-промышленной эксплуатации.

В результате эксплуатационного бурения  и исследования скважин на первоочередных участках была подтверждена предполагаемая продуктивность яснополянской залежи, в связи с чем технический совет объединения “Пермнефть” в феврале 1982 г. принял решение о продолжении разбуривания яснополянской залежи в соответствии с технологической схемой 1978 г.

Значение вязкости башкирской нефти  по результатам исследований 1982 г. оказалось  равным 28 мПа*с. В связи с этим объединение “Пермнефть” в 1982 г. выдало институту ПермНИПИнефть задание на составление технологической схемы разработки башкирской нефти путем обычного заводнения.

Технологическая схема разработки башкирской залежи была составлена и  утверждена техническим советом  объединения “Пермнефть” 11.04.83 г. Схемой предусматривалось выделение 2-х эксплуатационных объектов в башкирском ярусе Бш₁ и Бш₂ с раздельными сетками добывающих и нагнетательных скважин на каждый объект с расстоянием между скважинами 500 на 400 м и однорядной системой заводнения, основной фонд на пласт Бш₂ - 58 скважин, резервный - 17; основной фонд на пласт Бш₁ - 100 скважин, резервный - 29.

В соответствии с этой схемой составлен  проект обустройства и ведется бурение  месторождения с начала 1984 г.

 

 

Раздел 2. 
Геолого-промысловая характеристика месторождения

2.1.Геолого-физическая характеристика 
месторождения.

2.1.1.Стратиграфия.

 

Геологический разрез месторождения  изучен по структурным, поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам на глубину 2415 м от четвертичных до отложений вендского комплекса. 

Верхнепермские отложения литологически  сложены пестроцветными глинами, алевролитами, песчаниками с прослоями доломитов, известняков, гипсов и мергелей. Толщина  их составляет 385-510 м.

Нижний отдел пермской системы  представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами. Первые три сложены преимущественно морскими образованиями, кунгурский - лагунными солоноватоводными.

Кунгурский ярус представлен сульфатно-карбонатным  типом, который характеризуется  увеличенным содержанием ангидридов в иренском горизонте  ( 89-120 м).

Артинский ярус сложен доломитами и  известняками с включениями гипса и ангидрита. Разрез отнесен к карбонатному рифогенному типу (99.2-125.0 м).

Отложения ассельского и сакмарского  ярусов отнесены к карбонатно-слоистому типу, известняково-доломитовому подтипу (167.0-195.9 м).

Каменноугольная система представлена всеми отделами.

Верхнекаменноугольные отложения - доломиты с включениями в верхней части  гипса и ангидрита (184.0-203.8 м).

В среднекаменноугольном отделе выделены московский (244.2-289.4 м) и башкирский (52.3-69.0 м) ярусы, представленные карбонатными породами  с прослоями аргиллитов в московском ярусе. К проницаемым разностям органогенно-обломочных известняков башкирского яруса приурочены промышленные запасы нефти (пласты Бш₁ и Бш₂).

Верхняя часть тульского горизонта, окский надгоризонт визейского яруса, серпуховский ярус нижнего карбона представлены мощной толщей карбонатных осадков, толщина которой достигает 200-256 м.

Терригенные отложения вазейского яруса нижнего карбона в составе малиновского и яснополянского надгоризонтов представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами (65 м).

В составе яснополянского надгоризонта выделены 2 горизонта :

 тульский,

 бобриковский.

 К песчаникам и алевролитам первого приурочены промышленные запасы нефти (Тл_2-а и Тл_2-б ).

Разрез турнейского яруса отнесен  к рифогенному типу и сложен известняками и доломитами (37.9-121.0 м).

Девонские отложения с большим  стратиграфическим несогласием  залегают на породах вендского комплекса.

Разрез карбонатного девона, включая  фаменский и большую часть  франского ярусов, отнесен к межрифовому типу и сложен, главным образом, известняками с прослоями доломитов (520-686 м).

Отложения терригенного девона в объеме пашийского и кыновского горизонтов относятся к бортовому типу разрезов и представлены алевролитами, аргиллитами и кварцевыми песчаниками (23-47 м).

Проницаемые разности песчаников и  алевролитов пашийского горизонта  в скважине №2 нефтеносны (27-54 м).

Вендский комплекс вскрыт в скважинах  №№ 2, 6, 11, 168 и представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина до 99м.

2.1.2.Тектоника.

Рассветное месторождение приурочено к структуре  III порядка, расположенной в северо-западной части Пальского выступа,  осложняющего юго-восточное окончание Пермского свода.

По кровле иренского горизонта  на рассматриваемой площади выделяется куполовидное поднятие. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе - -170 м составляют 5 на 4.7 км, амплитуда - 31 м. Угол падения западного крыла 1°16¢, восточного 1°43¢. На юго-западе от структуры вырисовывается небольшой выступ.

Размеры поднятия по первому отражающему  горизонту, отождествленному с кровлей башкирского яруса, по изогипсе - -1050 м составляют 5.9 на 5.7 км. Амплитуда - 51.2 м. Углы наклона :

западного крыла 1°26¢,

восточного 1°50¢.

Юго-западный выступ осложнен малоамплитудным  поднятием в районе скважине №293.

На структурном плане по кровле тульских терригенных отложений (II-отражающий горизонт) форма структуры сохраняется. В пределах замкнутой изогипсы - -1350 м поднятие имеет размеры 5.7 на 5.7 км, амплитуда - 76.7 м, структура становится круче. Углы наклона :

  западного крыла 3°11¢,

восточного 3°57¢.

В юго-западной части, как и по I-отражающему горизонту, на структурном выступе вырисовывается малоамплитудное поднятие с размерами 0.4 на 0.8 км.

По характеру образования Рассветное поднятие относится к тектоно-седиментационным структурам.

2.1.3.Литология. Нефтеносность.

 

Пласт Бб сложен чередованием прослоев песчаника и алевролита. Толщина аргиллито-алевролитовых пород между пластами Бб и Тл изменяется от 2 до 10 м, что свидетельствует о разобщенности этих пластов.  Однако ВНК для обоих пластов принят на одной отметке - 1312 м, которая подтверждена данными БКЗ и результатами опробования скважин.

Площадь нефтеносности пласта составляет 2.4х2.9 км. Этаж нефтеносности около 13 м.  Залежь пластовая, водоплавающая.

Пласт Тл (размеры 3.6х5.1) прослеживается по всей площади, однако в ряде скважин  замещается его верхняя или нижняя часть. Площадь нефтеносности 3.5х3.8 км, этаж нефтеносности около 30 м. Залежь пластового типа, сводовая.

Залежь нефти, приуроченная  к  башкирскому ярусу, установленна по промысловым геофизическим данным, керну и результатам испытания скважин. Залежь нефти, приуроченная к двум пластам, сложена пористыми известняками (водорослевыми, фораминеферовыми). Покрышкой залежи служит плотная, участками окрашенная, глинистая толща известняков толщиной 12-14 м и жилистые пласты верейского горизонта.

Пласт Бш₂ отделен от пласта Бш₁ слоем глинистых известняков толщиной 5.2-14.8 м.

На Рассветном месторождении в  пласте Бш₂ выделяется от 3 до 14 проницаемых прослоев. В пласте Бш₁ выделяется от 1 до 8 проницаемых прослоев общей толщиной до 10 м. Оба пласта выдержаны по площади, так как их наличие установлено во всех пробуренных скважинах. Однако пласты неоднородны по эффективной толщине.

ВНК принят горизонтальным по обоим  пластам  на основании сопоставления положения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков, а также по результатам испытанных скважин. Залежи нефти: пластовые, сводовые. Размеры их по пласту Бш₂ и Бш₁ составляют, соответственно, 4.9х5.0 км и 3.4х6.0 км, этаж нефтеносности, соответственно, 32 м и 23 м. Водонефтяные зоны пластов незначительны, однако размеры их условны, вследствие малой изученности приконтурной зоны.

Тип коллектора башкирских отложений  изучен по образцам керна разведочных скважин. Основной объем нефти сосредоточен в порах биоморфных известняков, образованных за счет выщелачивания цемента и незаполнения промежутков между органикой. Размер пор изменяется от 0.08 до 0.45 мм, форма их неправильная, лапчатая, преобладают поры 0.15-0.25 мм. Отмечены также трещины, параллельные слоистости.

 

Таблица 1 
Средние абсолютные отметки ВНК

Пласт	Перечень номеров скважин	Отметка ВНК, м   по геофизическим по опробованию   исследованиям скважин
Бб	100,109,111,117,177	-1309	-1309
Тл	120,189,190,211,212	-1309	-1309
Бш2	321,344,347,348,391, 404	-1058	-1058
Бш1	401,9,2,1,6	-1058	-1058

 

На структурной карте вырисовывается брахиантиклинальное поднятие северо-западного  простирания со сводовой частью в  районах скважин №2 и №168. Размеры  поднятия по изогипсе -2000 м составляют 4.5х1.8 км, амплитуда -6 м. В южной части месторождения по отметкам сейсмических профилей вырисовывается еще одно брахиантиклинальное поднятие того же простирания.

По характеру образования Рассветное поднятие относится к тектоно-седиментационным структурам.

2.1.4.Гидрогеологическая характеристика разреза.

 

Описываемая территория принадлежит  Волго-Камскому артезианскому бассейну Русской платформы. Большинство  гидрогеологов в осадочном чехле  выделяют две гидрогеологические зоны : верхнюю и нижнюю.

Нижняя водонасыщенная зона мощностью  более 2000 м объединяет подземные воды, заключенные в породах от кристалического фундамента до филипповского горизонта кунгурского яруса.

Исходя из гидродинамического режима, гидродинамической изолированности и литолого-фациального состава коллекторов, выделено несколько водоносных комплексов пород : водоносный комплекс додевонских отложений живейско-пашийской терригенной толщи, карбонатных отложений верхнего девона и турнейского яруса, терригенной толщи визейского яруса, визебашкирской карбонатной толщи, верейско-каширской терригенно-карбонатной, средне- и верхнекаменноугольной карбонатной, нижнепермской карбонатной толщ, сульфатно-галогенной толщи нижней Перми.

Воды нижней зоны характеризуются  застойным и замедленным водообменом. Представлены они, в основном, высокоминерализированными и метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространенными от кристаллического фундамента до верхнекаменноугольных отложений.

Основной  областью питания водоносных пластов  додевонских, девонских и нижнекаменноугольных отложений Пермского Прикамья является западный склон Урала. Областями питания водоносных пластов верхнего карбона и нижней перми является предгорье Урала и Уфимское плато, районы интенсивно развитого карста. Дополнительными областями питания являются местные возвышенности и водоразделы рек.

Основная  область стока (Прикаспийская низменность) находится за пределами описываемой территории, местными областями разгрузки служит долина реки Камы и ее притоков, Предуральский прогиб и Камско-Кинельская впадина.

 

  2.2.Основные параметры продуктивных пластов.

2.2.1.Пористость, проницаемость,  
нефтенасыщенность

 

Характеристика продуктивных пластов  проведена на основе лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований.

Лабораторные исследования проведены по керну, отобранному в разведочных и эксплуатационных скважинах.

 

Пласт Бб.

Выборка данных принадлежит, в основном, скважинам №166 и №167. Составлена песчаниками мелкозернистыми с  хорошими коллекторскими свойствами. Выборка однородна, особенно по проницаемости.

 

Пласт Тл.

Керн из нефтяного пласта относится, в основном, к  скважинам №11 и  №173. Представлен песчаником мелкозернистым, реже алевролитами. Максимальное распределение проницаемости в интервале 0.1-0.5 мкм². Выборка представительная и однородная.

 

Пласт Бш2.

Этот пласт представлен керном, капитальная доля в выборке принадлежит скважинам №№11, 167, 400. Коллекторские свойства меняются в широком диапазоне, максимальное распределение проницаемости 0.1-0.5 мкм². Пласт сложен известняками, чаще биоморфными (существенно водорослевыми). Средние коллекторские свойства высокие, выборка неоднородна по пористости.

 

Пласт Бш₁.

Выборка данных принадлежит скважинам  №№167,188,400. По характеру сходна с  предыдущей (по однородности, по средним  величинам), но меньше по величине. Максимальное распределение проницаемости - в интервале 0.01-0.1 мкм².

2.2.2.Нефтенасыщенность по лабораторным  данным.

Нефтенасыщенность определена косвенным  способом через остаточную водонасыщенность (Ков), используя зависимости вида Ков=f(Кпрг.Кп). Зависимости эти имеют высокий коэффициент корреляции, обычно более 0.9, где аргумент взят в виде комплексного параметра, имеющего определенный физический смысл - пропорционален эквивалентному радиусу R поровых каналов. Принимая газонасыщенность равной нулю, нефтенасыщенность находим по равенству Нн=1-Ков. Остаточную водонасыщенность моделировали методом полупроницаемой мембраны при давлении вытеснения порядка 0.17 МПа. Данные для расчета нефтенасыщенности приведены в табл.2 и 3. Средние значения нефтенасыщенности (Кн) для пластов Бб, Тл, Бш₂ и Бш₁ составляют соответственно 90.6%, 81.3%, 80.7% и 82.3%. Полученные средние значения существенно отличаются от данных 1971 года. Обусловлено это тем, что ранее нефтенасыщенность оценивали для Рассветного и Маячного месторождений совместно, а расчеты проводились по очень ограниченному материалу.

2.2.3.Промыслово-геофизические исследования.

 

Комплекс промыслово-геофизических  исследований включает: каротаж стандартным  зондом М₂А_0.8В совместно с записью кривой потенциала собственной поляризации, БКЗ, кавернометрия, микрозондирование, боковой, микробоковой, индукционный, радиоактивный (НГК и ГК) и акустический каротажи, центрометрию, инклинометрию. Кроме того, в разведочных скважинах проведен газовый каротаж.

Значения коллекторских свойств  приведены в таблицах 2  и 3.

Проницаемость пород по данным промысловой  геофизики не определялась, т.к. в настоящее время нет методики, позволяющей уверенно определить этот параметр в породах-коллекторах, где наряду с глинистыми имеются другие виды цемента: углисто-глинистый, регенерационный, кальцитовый, известковистый и ангидритовый.

 

Таблица 2 
Характеристика параметров пласта Бб.

 

Метод   исследования	Наименование	Проницаемость, мкм2	Порис-тость, %	Нач. нефтена-сыщенность	Насыщенность связан. водой, %
Лабораторные   исследования керна	-количество скважин -количество поредел. -среднее значение -коэф. вариации -интервал изменения	2   11 0.677 2.8   0.0353-1.584	3   16 20.7 8.5   15.4-25.5	2   11 90.6 4.7   77.6-93.5	2   11 9.4 51.2   3.5-22.5
Геофизические исследования	-количество скважин -количество определ. -среднее значение -коэф. вариации -интервал изменения	—   — — —   —	6   18 18.0 1.1   12.3-25.0	6   6 85.0 1.6   20.0-95.5	—   — — —   —
Гидродинамические исследования	-количество скважин -количество определ. -среднее значение -коэф. вариации -интервал изменения	7   8 0.344 1.36   0.0015-0.915	—   — — —   —	—   — — —   —	—   — — —   —

 

 

 

Таблица 3. 
Характеристика параметров пласта Тл.

 

Метод исследования	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, %	Нач. нефтена-сыщен.	Нефтенасыщен. связ. водой, %
Лабораторные исследования керна	-кол-во скважин - кол-во опред. - среднее значение - коэффиц.в - интервал изменения	3 37 0.187 9.0 0.0047 - 0.576	3 43 19.6 13.4 12.2-26.1	3 37 81.3 43.5 47-91	3 37 18.7 38.6 9-53
Геофизические исследования	- кол-во скважин - кол-во опред - среднее значение - коэффициент в - интервал изменения	- - - - -	6 13 18.0 3.3 12 - 22	6 6 67.0 0 20 - 95.5	- - - - -
Гидродинамические исследования	- кол-во скважин - кол-во определ - среднее значение - коэфициент в - интервал изменения	7 8 0.344 1.36 0.0015 - 0.915	- - - - -	- - - - -	- - - - -

 

2.2.4. Толщины пластов. 

В разрезе яснополянского надгоризонта четко выделяются два продуктивных пласта: бобриковский (Бб) и тульский (Тл).

 

Пласт Бб прослеживается по всей площади залежи, однако наблюдается его неоднородность по толщине. На отдельных участках пласт представлен монолитной 10 - 15 м толщей с низкой расчлененностью (1 - 2 проницаемых прослоя). В ряде скважин резко возрастает расчлененность пласта (4 - 6 проницаемых пропластков). При этом на отдельных участках залежи наблюдается замещение кровли проницаемой части, на других замещена подошва пласта.