Из микрокомпонентов определены йод (0.9-18.4 мг/л), бром (12.4-50.8 мг/л), бор (4.6-30 мг/л), кремний (10-79.3 мг/л). Подземные воды повсеместно насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава.

Собственных проб пластовых вод ачимовских отложений нет. Они близки по своим физико-химическим характеристикам к водам верхнеюрских отложений. Характеристики пластовых вод ачимовских отложений приняты по аналогии с Восточно-Сургутским месторождением. Содержание ионов в пластовой воде приводится в таблице 3.

Таблица 3 - Содержание ионов в пластовой воде [3]

Основные компоненты, мг/л	Содержание ионов	ЮС11	Ачим1*
	Cl-	4467-10650	7800
	SO4--	отс.	11
	HCO3-	2050-3855	2184
	Ca++	65-255	142
	Mg++	13-38.8	24
	Na+ + К+	3956-8464	5403
Микрокомпоненты, мг/л	иод (J)	0.9-18.4	-
	бром (Br)	12.4-50.8	-
	бор (B)	4.6-30	-
	кремний (Si)	10.0-79.3	-
Газовый фактор, м3/м3	до 2.0	-

* - принято по аналогии с Восточно-Сургутским месторождением.

5. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Общие сведения

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.

Геологическая неоднородность - одна из важнейших характеристик пород-коллекторов. Ее изучение позволяет уточнить геологическую модель пласта, залежи или объекта разработки.

Проведение анализа разработки, выбор методов повышения нефтеотдачи и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без знания его геологической неоднородности.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород - коллекторов в объеме залежи углеводородов.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов - обычно в разном количестве на различных участках залежей - вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др.

Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания).

При изучении макронеоднородности используют следующие параметры:

Коэффициент песчанистости - (К_п) представляет собой отношение эффективной мощности пласта к общей мощности пласта в той же скважине.

Коэффициент расчлененности - (Кр) это отношение числа пластов песчаников, суммированных по всем скважинам к общему числу пробуренных скважин (т. е. среднее число проницаемых прослоев, слагающих горизонт).

Коэффициент литологической связанности - (Ксв) оценивает степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев):

Ксв = Fсв F,

где св F - суммарная площадь участков слияния;

F - общая площадь залежи.

В работе использовались коэффициенты песчанистости и расчлененности.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

- моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;

- выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

- определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

- обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

- прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

- подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости.

Анализируя данные макро и микронеоднородности можно выявить:

1. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Неоднородность выражается в прерывистости отдельных пропластков в разрезе, линзовидными включениями в толще основного горизонта, расчлененностью и др.

2. Микронеоднородность связана с изменениями коллекторских свойств продуктивных пластов, в связи с их литологической изменчивостью (т.е. изменения состава пород).

Пласт ЮС₁ перекрыт выдержанной на большей части площади толщей аргиллитов баженовской и георгиевской свит общей мощностью до 50 м, которые являются региональной покрышкой юрских отложений.

Общие толщины пласта ЮС₁¹ на Фаинском месторождении незначительно увеличиваются с востока на запад, за исключением наиболее гипсометрически высокого участка площади, где их значения доходят до 33 м (приложение Б).

Доля скважин с малыми толщинами горизонта незначительна. Значения общих толщин пласта в скважинах менее 20 м отмечаются лишь в 21 % из общей выборки скважин (рисунок 3). В целом, пласт является хорошо выдержанным по толщине (56 % всех скважин имеют общие толщины 25-30 м).

В то же время, пласт характеризуется значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями.

Эффективные толщины колеблются от 1.2 м (вблизи локальных зон замещения, скв. 454) до 28.4 м (скв. 106) при среднем значении порядка 11 м. Около 70 % скважин имеют эффективные толщины в пределах 5-15 м.

Увеличение эффективной толщины происходит, главным образом, за счет опесчанивания нижних интервалов пласта, обычно заглинизированных и уплотненных. В южном направлении происходит глинизация кровельной части пласта и образование глинистого пропластка мощностью до 4 метров. Средняя песчанистость пласта составляет 0.49 доли ед., расчлененность - 4.1 ед. Там, где пласт расчленен, толщина отдельных проницаемых прослоев составляет 1-4 м, реже 5-7 м и более, а разделяющих плотных разностей - не превышает 3 м.

Эффективная толщина в выделенных субфациях изменяется от 6.9 м в образованиях лагун и застойных зон до 15 м в пойменно-русловых образованиях. В баровых образованиях эффективная толщина в среднем составляет 14.1 м. В субфациях сублиторали и образований переходного типа данная величина составила соответственно 10 и 10.5 м (приложение Б).

Расчлененность разреза по всей площади высокая. Так, максимальные значения расчлененности отмечаются в зонах сублиторальных образований - 4.4 ед., минимальные - в образованиях лагун и застойных зон - 3.3 ед. Наиболее опесчаненные интервалы (как и положено при принятых критериях выделения субфаций) - русловые, пойменные и баровые образования (коэфиициент песчанистости равен 0.58-0.60 д.ед). Минимальные значения коэффициентов песчанистости - в образованиях лагун и застойных зон (К_песч = =0.31 д.ед.), среднее згачение 0.49.

Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах Основной залежи колеблется от 0.6 (приконтурная скв. 179) до 28.2 м (скв. 1780), в среднем составляя 9.4 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин приурочена к северо-восточной части.

Максимальные нефтенасыщенные толщины выделены в субфациях пойменных и русловых образований (в среднем 13.1 м), минимальные - в образованиях лагун и застойных зон (в среднем 4.2 м).

На Западно-Фаинской залежи средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составила 5.6 м. Коэффициент песчанистости по Западно-Фаинской залежи (0.23 д.ед.) в среднем ниже, чем по Основной или Фаинской залежи (0.49 д.ед.), но в то же время расчлененность (2.7 ед.) ниже (по Основной залежи - 4.1 ед.). Это связано с тем, что во всех скважинах Западно-Фаинской залежи выделяются 2-3 маломощных пропластка песчаника в прикровельной части, а остальная часть пласта заглинизирована. Однако, это может быть вызвано и недостаточным количеством данных (малое количество пробуренных скважин) на Западно-Фаинской залежи.

Пласт Ачим1

Пласт Ачим₁ прослеживается по всей площади месторождения. Характерной особенностью ачимовских отложений является значительная расчлененность и частое замещение пород-коллекторов непроницаемыми разностями. Эти факторы определяют наличие многочисленных локальных литологических экранов, затрудняющих процесс разработки. Строение пласта по данным геологического моделирования полностью соответствует параллельно-слоистому напластованию.

Общие толщины пласта Ачим₁ достигают максимальных значений (86 м - скв. 283) в сводовой части Южно-Асомкинской залежи с постепенным уменьшением в северо-западном направлении, где толщина пласта не превышает 21-24 м. В целом, пласт выдержан по всей площади исследуемого участка, в 90 % общей выборки скважин толщины пласта изменяются незначительно в пределах 55-67 м (приложение Б).

Эффективные толщины изменяются в широком диапазоне от 2.8 м (скв. 576) до 32.6 м (скв. 273), что говорит о значительной литолого-фациальной изменчивости пласта по латерали. В среднем значения эффективных толщин в целом по пласту составляют около 12.9 м.

Южно-Асомкинская залежь. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.4 в приконтурной зоне до 19.0 м (скв. 24Р), в среднем составляя 7.7 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин расположена в юго-западной части залежи в виде локального участка около скв. 24.

Средне-Асомкинская залежь. Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 0.4 (в приконтурной зоне) до 12.0 м (скв. 6Р), в среднем составляя 4.8 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин приурочена к сводовой части залежи.

Расчлененность разреза по всей площади высокая. Максимальное количество проницаемых пропластков достигает 27, однако редко, но встречаются скважины с 1-3 пропластками коллектора. В среднем пласт представлен 6-8 пропластками коллектора, чаще в виде невыдержанных линз с выклиниванием или замещением их непроницаемыми породами.

Средняя песчанистость пласта составляет 0.23 д.ед., расчлененность - 8.2 ед. (рисунок 3). Толщина отдельных проницаемых прослоев составляет 1-3 м, редко достигая 6-8 м; толщина разделяющих плотных разностей изменяется в широком диапазоне от 0.6-0.8 м до 33-35 м.

Для оценки неоднородности разреза горизонта приведены нормированные геолого-статистические разрезы по песчанистости пластов ЮС₁¹ и Ачим₁ (рисунок 4). ГСР пласта ЮС₁¹ раздельно по субфациям приведен на рисуноке 5.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

По результатам геологического моделирования пласт ЮС₁¹ характеризуется значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями, особенно в образованиях лагун и застойных зон.

Пласт Ачим₁ представляет собой более мощный и еще более сложнопостроенный, нежели юрские отложения, геологический объект. Ачимовские отложения представлены как правило линзовидно-пластовым переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с частым выклиниванием и взаимозамещением различных литотипов и резкими изменениями эффективных толщин и литолого-коллекторских свойств по разрезу и площади.

Все это определяет наличие многочисленных локальных литологических экранов, способствующих образованию в процессе разработки тупиковых и слабодренируемых зон, в меньшей степени затронутых процессом разработки.

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Особенности литологического строения коллекторов продуктивных пластов Фаинского месторождения, их свойства и физико-гидродинамическая характеристика изучались по данным лабораторных исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин.

Для определения фильтрационных и емкостных характеристик пород-коллекторов исследовался керн, отобранный при бурении скважин на обычном глинистом растворе. Бурение скважин на нефтяных растворах на месторождении не проводилось.

Комплекс ГИС проведен по всем скважинам, вскрывшим продуктивные пласты, однако качество каротажных работ в некоторых скважинах вызывает сомнения. Это относится, главным образом, к изучению ачимовских отложений. Тем не менее, геофизические исследования скважин являются основным источником информации о характеристиках залежей, поскольку обладают большей представительностью по объему исследованных скважин и залежей Фаинского месторождения.

Для определения фильтрационных характеристик вмещающих пород наиболее точным является комплекс гидродинамических исследований. Наиболее полно комплексом ГДИ представлены юрские отложения, что облегчает работу по определению фильтрационных свойств пласта при гидродинамических расчетах.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследования керна

Всего обобщены результаты по 42 скважинам, из которых 39 скважин пласт ЮС₁¹, 3 ачимовские отложения. На керновом материале были проведены стандартные и специальные исследования.

Лабораторные определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов и исследования происходящих в них процессов выполнялись, как правило, на образцах керна цилиндрической формы и в соответствии с общепринятыми методиками. Все образцы экстрагировались, не изменяя естественной характеристики смачиваемости.

Открытая пористость определялась методом насыщения Преображенского, проницаемость - фильтрацией газа на установке ГК-5 (при фильтрации газа через образец параллельно и перпендикулярно напластованию), водонасыщенность методом центрифугирования на режиме, применяемом при изучении коллекторов Западной Сибири, а также методом капилляриметрии. Применялась специальная (петрофизическая) лабораторная ультрацентрифуга L5-50P фирмы Beckman. Полученные различными методами значения остаточной водонасыщенности увязаны друг с другом, а также с данными ГИС. С помощью ультрацентрифуги удалось не только оценить количество погребенной воды в различных по проницаемости породах-коллекторах нефтяных пластов, но и проследить закономерное изменение водонасыщенности коллекторов по высоте залежи. Остаточная нефтенасыщенность (Кно) определялась методом сухой дистилляции в ретортах.

Открытая пористость определена по 1275 образцам, в том числе 801 определение по коллекторам; проницаемость определена по 1165 образцам, из них 706 по коллекторам; остаточная водонасыщенность определена на 1249 образцах, из них по коллекторам сделано 766 определений (таблица 4).

Гранулометрический состав пород определялся гидравлическим способом. Минеральный состав обломочной части и цемента изучался в шлифах. Детальный минеральный состав глинистой фракции образцов горных пород Фаинского месторождения определялся на рентгеновской установке ДРОН-2.

Пласт ЮС₁¹

Васюганская свита на рассматриваемой территории является сложнопостроенным объектом и представлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Тип коллектора - терригенный, поровый. Хотя в отдельных шлифах и наблюдаются микротрещины, но все они залечены кальцитом и, по-видимому, в формировании коллекторских свойств продуктивной части разреза свиты не участвуют, однако могут способствовать и образованию трещин техногенного характера в процессе разработки, например, при ГРП или повышенных давлениях нагнетания воды.

Таблица 4 - Основные результаты отбора и исследования керна по пласту ЮС₁¹ Фаинского месторождения [3].

Суммарная общая толщина пласта в скважинах с отбором керна, м	Суммарная проходка с отбором керна по пласту, м	Линейный вынос керна по пласту, м	% к проходке с отбором керна	Освещенность пласта керном, %	Количество определений
					открытой пористости	проницаемости	остаточной водонасыщенности	остаточной нефтенасы-щенности
					всего	из них коллектор
788.3	661.1	341.4	51.6	43.3	1275	801	1165	1249	194

Проницаемая часть пласта ЮС₁¹ представлена мелко-среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Медианный размер зерен песчаников и алевролитов изменяется в зависимости от структурной характеристики и находится в пределах 0.12-0.21 мм (песчаники) и 0.09-0.16 мм (алевролиты) (таблица 5).

При сравнительно хорошей сортировке кластического материала пород-коллекторов плохо окатанная и угловатая форма зерен псаммитовых фракций обеспечивает их довольно плотную упаковку и общее снижение фильтрационно-емкостных свойств за счет общего увеличения доли субкапиллярных пор. В песчаных коллекторах основные размеры открытых пор колеблются от 10-20 до 50 мкм. Под микроскопом хорошо прослеживается степень уплотнения пород пласта. Широко развиты полнолинейные, выпукло-вогнутые и, даже суторовидные типы контактов и конформные типы цементации. Вниз по разрезу пласта (судя по 20 изученным образцам) отмечается некоторая тенденция увеличения содержания мелкоалевролитистой и глинистой фракций, уменьшение медианного размера зерен и ухудшение сортировки обломочного материала.

Таблица 5 - Гранулометрический состав пород-коллекторов Фаинского месторождения [3]

Индекс пласта	Кол-во опреде-лений	Гранулометрический состав фракции, мм	Медианный размер зерен, мм Md	Коэффициент отсортиро-ванности So
		< 0.25	0.25-0.1	0.1-0.05	0.05-0.01	> 0.01
ЮС11	21	14.9 0.0-43.9	48 22.3-62.2	16.6 5.3-46.6	5.6 1.9-11.5	14.9 8.1-20.4	0.138 0.09-0.21	1.74 1.59-2.29
Ачим1*	5	3.5 0.0-8.8	51.6 39.8-65.2	25.1 16.0-35.9	7.6 3.2-12.0	12.2 8.1-16.0	0.109 0.06-0.13	1.88 1.39-2.10

Примечание: - в числителе приводится среднее значение параметра, в знаменателе - интервал изменения; * - данные по ачимовским отложениям Усть-Балыкского месторождения

Важным фактором, также определяющим фильтрационно-емкостные свойства образований, является интенсивное вторичное минералообразование и прежде всего лейкоксенизация, сидеритазация, пиритизация образований (таблица 6). В шлифах наблюдается более или менее равномерное распределение таких образований в тонких соединительных поровых каналах, что существенно усложняет структуру порового пространства коллекторов - повышает извилистость и уменьшает сообщаемость пор.

Таблица 6 - Минералогический состав обломочной части пород-коллекторов Фаинского месторождения [3].

Индекс пласта	Кол-во опреде-лений	Породообразующие минералы, %
		кварц	полевые шпаты	обломки пород	слюды
ЮС11	21	40.4 30.7-55.8	43.1 32.5-50.3	15.6 8.7-24.4	0.9 0.0-2.2
Ачим1*	16	27.5 18.3-33.7	39.5 27.7-48.3	26.4 13.5-41.5	6.6 1.2-11.7

Примечание: - в числителе приводится среднее значение параметра, в знаменателе - интервал изменения; * - данные по ачимовским отложениям Усть-Балыкского месторождения

Наличие в разрезе осадков высокой структурной зрелости (среднезернистых песчаников высокой степени отсортированности) предопределяет значительное, хотя и локальное, повышение проницаемости коллекторов.

В качестве средних параметров по керну приняты среднеарифметические величины по образцам. Средние значения рассчитывались отдельно по нефтенасыщенной и водонасыщенной частям пласта (таблица 7).

Таблица 7 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов Фаинского месторождения [3]

Метод определения	Зона насыще-ния	Наименование	Проница-емость, мД	Порис-тость, %	Начальная нефтенасы- щенность, %	Насыщенность свя-занной водой, %
Пласт ЮС11 (Основная залежь / Западно-Фаинская залежь)
Лабораторные исследова-ния керна	ЧНЗ	Количество скважин	23 / 4	11 / 4	-	11 / 4
		Количество определений	335 / 219	177 / 219	-	169 / 100
		Среднее значение	12.1 / 34	15.3 / 16.3	-	45.4 / 40.3
		Коэффициент вариации	1.53 / 1.55	0.11 / 0.11	-	1.15 / 0.25
		Интервал изменения	2.6-37.1 4.3-129.7	12.6-20.9 13.5-18	-	20.3-85.5 32.4-54
	ВНЗ	Количество скважин	9 / 2	12 / 2	-	13 / 2
		Количество определений	136 / 103	158 / 103	-	148 / 209
		Среднее значение	12.6 / 16.1	15.4 / 15.8	-	48.3 / 44.7
		Коэффициент вариации	1.25 / 1.14	0.13 / 0.12	-	1.23 / 0.27
		Интервал изменения	2.1-41 0.7-100.5	12.6-19.5 12.7-19.4	-	18.4-71.1 24.6-71
Геофизи-ческие исследова-ния скважин	ЧНЗ	Количество скважин	355 / 5	355 / 5	235 / 5	-
		Количество определений	3523 / 25	3523 / 25	2440 / 25	-
		Среднее значение	49.7 / 12.5	16.6 / 14.3	57.6 / 51	-
		Коэффициент вариации	1.23 / 3.08	0.12 / 0.11	0.2 / 0.15	-
		Интервал изменения	0.76-182.9 0.85-182.9	12.7-19.2 12.9-19.2	12.3-84.2 35.9-65.6	-
	ВНЗ	Количество скважин	338 / 2	338 / 2	215 / 2	-
		Количество определений	3571 / 16	3571 / 16	1745 / 14	-
		Среднее значение	38.8 / 49.9	16.3 / 16.3	51.6 / 51	-
		Коэффициент вариации	1.54 / 1.5	0.12 / 0.13	0.29 / 0.16	-
		Интервал изменения	0.76-182.9 0.94-182.9	12.7-19.2 13-19.2	27.5-78 37.6-65.8	-
Гидродинамические исследования скважин	ЧНЗ	Количество скважин	210 / -	-	-	-
		Количество определений	319 / -	-	-	-
		Среднее значение	21.7 / -	-	-	-
		Коэффициент вариации	0.79 / -	-	-	-
		Интервал изменения	2-45 / -	-	-	-
	ВНЗ	Количество скважин	54 / -	-	-	-
		Количество определений	127 / -	-	-	-
		Среднее значение	28 / -	-	-	-
		Коэффициент вариации	0.77 / -	-	-	-
		Интервал изменения	1-79 / -	-	-	-
Принятые при проектировании*	26.6 / 26.9	16.5 / 14.6	51.7 / 48.9	-
Пласт Ачим1 (Южно-Асомкинская залежь / Средне-Асомкинская залежь)
Лабораторные исследования керна#	ЧНЗ	Количество скважин	3	3	-	3
		Количество определений	40	59	-	37
		Среднее значение	13	19.0	-	52.0
		Коэффициент вариации	-	-	-	-
		Интервал изменения	1-69	14.0-22.0	-	37.0-95.0
Геофизи-ческие исследова-ния скважин	ЧНЗ	Количество скважин	1 / -	1 / -	1 / -	-
		Количество определений	12 / -	12 / -	12 / -	-
		Среднее значение	251.7 / -	19.3 / -	55.8 / -	-
		Коэффициент вариации	-	-	-	-
		Интервал изменения	-	-	-	-
	ВНЗ	Количество скважин	41 / 77	41 / 77	39 / 50	-
		Количество определений	466 / 787	470 / 803	257 / 184	-
		Среднее значение	58.1 / 14.2	17.2 / 16.6	49.6 / 40.6	-
		Коэффициент вариации	2.46 / 3.99	0.10 / 0.08	0.32 / 0.38	-
		Интервал изменения	0.4-1522 0.4-966	14.3-21.0 10.7-21.0	26.0-75.0 24.0 - 63.9	-
Принятые при проектировании*	66.7 / 36.5	18.0 / 17.0	50.0 / 41.0	-

* - принято по промысловым данным, ^# - данные по ачимовским отложениям Усть-Балыкского месторождения

Основная залежь

Открытая пористость. Открытая пористость пород пласта в лабораторных условиях определена по 335 анализам керна из 23 скважин, в том числе 177 определений по нефтенасыщенным образцам. Значение пористости в среднем для нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта схожи и составляют 15.3 % и 15.4 % соответственно.

Проницаемость пород. Абсолютная проницаемость пород пласта определена по 471 лабораторным анализам керна из 32 скважин, в том числе 335 определений по нефтенасыщенной части. Значения абсолютной проницаемости по нефтенасыщенным и водонасыщенным образцам близки и составляют соответственно 12.1 и 12.6 мД.

Остаточная водонасыщенность. Остаточная водонасыщенность в среднем для нефтенасыщенной части пласта - 45.4 %, для водонасыщенной - 48.3 %.

Западно-Фаинская залежь

Открытая пористость. Открытая пористость пород пласта в лабораторных условиях определена по 322 анализам керна из 6 скважин, в том числе 219 определений по нефтенасыщенной части. Значение пористости в среднем для нефтенасыщенных образцов составляет 16.3 %, для водонасыщенных - 15.8 %.

Проницаемость пород. Абсолютная проницаемость пород пласта определена по 322 лабораторным анализам керна из 6 скважин, в том числе 219 определений по нефтенасыщенной части. Абсолютная проницаемость по нефтенасыщенной части составляет 34 мД и 16.1 мД по водонасыщенной.

Остаточная водонасыщенность. Остаточная водонасыщенность в среднем по пласту составляет 40.3 % (для нефтенасыщенных образцов) и 44.7 % (для водонасыщенных образцов).

Пласт Ачим1

Ачимовская толща является сожнопостроенным геологическим объектом и представлена песчаниками и алевролитами.

По типу коллектор терригенный, поровый.

Проницаемыми породами являются песчаники светло-серые, мелкозернистые, местами глинистые, плотные и алевролиты серые и светло-серые, средне- и крепкосцементированные, плотные, глинистые с характерной для данных отложений горизонтальной слоистостью, мелкой и крупной косой, косо-пологой, перекрестно-волнистой и т.п., обусловленной намывами слюд и глинистого материала по плоскостям наслоения.

Непроницаемые породы представлены в основном аргиллитоподобными глинами темно-серыми, слюдистыми, с вкраплениями растительного детрита.

Стоит отметить тот факт, что в целом песчано-алевролитовые породы ачимовских отложений отличаются по гранулометрическому составу от аналогичных образований неокома более плотной упаковкой зерен и худшей отсортированностью, что является одной из определяющих причин низкой проницаемости коллекторов.

В связи с отсутствием собственных исследований керна ниже приведены данные по лабораторным исследованиям ачимовских отложений по соседнему Усть-Балыкскому месторождению. Однако, приведенные фильтарационно-емкостные свойства, а также характеристики гранулометрического и минералогического состава пород-коллекторов ачимовских отложений по пластам-аналогам Усть-Балыкского месторождения носят прежде всего ознакомительный характер и не могут рассматриваться для сопоставления с другими видами исследований, проведенными на Фаинском месторождении (ГИС, ГДИ, промысловые исследования), т.к. данные по месторождениям могут достаточно сильно отличаться.

Открытая пористость. Открытая пористость пород пласта в лабораторных условиях определена по 59 анализам керна из 3 скважин. Все определения проведены по нефтенасыщенным образцам. Значение пористости в среднем составляет 19.0 %.

Проницаемость пород. Абсолютная проницаемость пород пласта определена по 40 лабораторным анализам керна (3 скважины) из нефтенасыщенной части пласта. Значение абсолютной проницаемости составляет в среднем 13 мД.

Остаточная водонасыщенность. Остаточная водонасыщенность в среднем для нефтенасыщенной части пласта составляет- 52.0 %.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным ГИС

Пласт ЮС₁¹

Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов определялись по петрофизическим зависимостям, полученным в ходе исследований при подготовке к подсчету запасов.

В качестве граничного значения критерия «коллектор-неколлектор» принималось б_пс = 0.4, что соответствует К_п = 12.6 % и К_пр = 0.6 мД. Значения параметров ФЕС по данным ГИС приведены в таблице 8.

Основная залежь

Открытая пористость в чисто нефтяной зоне в среднем составляет 16.6 %, в водонефтяной - 16.3 %.

Открытая пористость по выделенным субфациям варьируется от 14.6 % в образованиях лагун и застойных зон до 16.4 % в русловых и пойменных образованиях (таблица 9). Открытая пористость, определенная в образованиях переходного типа и субфациях баров, составила соответственно 16.1 и 16.2 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС по чисто нефтяной зоне составляет в среднем 49.7 мД, по водонефтяной - 38.8 мД. Более 2/3 пропластков (77 %) представлены коллекторами с проницаемостью менее 50 мД. На долю высокопроницаемых коллекторов (более 100 мД) приходится всего 15 % пропластков.

Наибольшими значениями коэффициентов проницаемости характеризуются баровые и русловые (пойменные) образования (42.8 и 41.2 мД), наименьшими - образования лагун и застойных зон (Кпр = 12.4 мД, таблица 10). Распределения проницаемости по выделенным субфациям см. таблицу 4.

Таблица 8 - Статистические ряды распределения проницаемости по данным геофизических исследований [3]

Интервал изменения, мД	Пласт ЮС11	Ачим1
	Число случаев, %	Накопленная вероятность, %	Число случаев, %	Накопленная вероятность, %
<1	5.3	5.3	1.5	1.5
1-10	49.7	55.0	75.4	76.9
10-50	22.0	77.0	14.7	91.5
50-100	7.8	84.8	3.8	95.3
100-150	2.8	87.6	1.7	97.0
>150	12.4	100	3.1	100

Таблица 9 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности в пределах выделенных субфаций по данным ГИС [3]

Метод определения	Тип образований	Наименование	Проница-емость, мД	Порис-тость, %	Начальная нефтенасы- щенность, %
Геофизи-ческие исследования скважин	Русловые и пойменные образования	Количество скважин	155	155	108
		Количество определений	2011	2011	1407
		Среднее значение	41.2	16.4	58.2
		Коэффициент вариации	1.38	0.11	0.24
		Интервал изменения	0.76-182.9	12.7-19.2	21.0-84.2
	Баровые образования	Количество скважин	34	34	24
		Количество определений	349	349	244
		Среднее значение	42.8	16.2	56.3
		Коэффициент вариации	1.46	0.12	0.35
		Интервал изменения	0.79-182.9	12.7-19.2	19.9-71.2
	Образования переходного типа	Количество скважин	146	146	130
		Количество определений	1512	1512	1483
		Среднее значение	40.0	16.1	51.8
		Коэффициент вариации	1.58	0.1	0.37
		Интервал изменения	0.76-182.9	12.7-19.2	16.4-80.1
	Сублиторальные образования	Количество скважин	292	292	262
		Количество определений	2986	2986	2600
		Среднее значение	37.4	15.9	49.4
		Коэффициент вариации	1.59	0.13	0.3
		Интервал изменения	0.76-182.9	12.7-19.2	14.0-77.7
	Образования лагун и застойных зон	Количество скважин	38	38	26
		Количество определений	243	243	167
		Среднее значение	12.4	14.6	45.2
		Коэффициент вариации	2.87	0.11	0.38
		Интервал изменения	0.76-182.9	12.7-19.2	12.3-60

Начальная нефтенасыщенность пласта для чисто нефтяной зоны составила 58.1 %, для водонефтяной - 51.6 %.

Наибольшей нефтенасыщенностью охарактеризованы русловые и пойменные образования (58.2 %), наименьшей - лагуны и застойные зоны (45.2 %).

Западно-Фаинская залежь

Открытая пористость в чисто нефтяной зоне пласта составляет 14.3 %, изменяясь в диапазоне 12.9-19.2 %, в водонефтяной зоне - 16.3 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС для ЧНЗ - 12.5 мД, диапазон изменения широкий - от 0.85 до 182.9 мД. В водонефтяной зоне проницаемость пласта выше и составляет 49.9 мД.

Начальная нефтенасыщенность пласта в среднем оставляет 51 %, изменяясь от 35.9 до 65.8 %.

Пласт Ачим1

Южно-Асомкинская залежь

Открытая пористость целом по залежи в среднем составляет 17.2 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС по чисто нефтяной зоне (скв. 24Р) составляет 251.7 мД, по водонефтяной в среднем 58.1 мД.

Начальная нефтенасыщенность пласта составила: для ЧНЗ - 55.8 %, для водонефтяной - 48.6 %.

Средне-Асомкинская залежь

Открытая пористость составляет 16.3 %, изменяясь в диапазоне 12.9-19.2 %, в водонефтяной зоне - 16.3 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС для ЧНЗ - 12.5 мД, диапазон изменения широкий - от 0.85 до 182.9 мД. В водонефтяной зоне проницаемость пласта выше и составляет 49.9 мД.

Начальная нефтенасыщенность пласта в среднем оставляет 51 %, изменяясь от 35.9 до 65.8 %.

Абсолютное большинство (91.5 %) пропластков коллектора ачимовских отложений имеют проницаемость менее 50 мД. Доля высокопроницаемых (более 100 мД) коллекторов составляет около 5 %.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным гидродинамических исследований скважин

Проницаемость по данным гидродинамических исследований определялась лишь для коллекторов юрских отложений. Всего проведено 446 исследований по 264 скважинам. Величина проницаемости изменяется в пределах от 1 до 79 мД, в среднем составляет 26.6 мД.

6. ОБОБЩЕНИЕ, АНАЛИЗ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАКРО И МИКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ ФАИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Сопоставление коллекторских свойств, которые были определены различными методами

В виду отсутствия собственных керновых определений по ачимовским отложениям ниже приводится сопоставление коллекторских свойств только для пласта ЮС₁¹.

В таблице 10 и см. таблице 7 приведено сопоставление средних значений открытой пористости, определенной по керну и ГИС в среднем по залежам пласта ЮС₁¹. Из таблицы видно, что средневзвешенные значения открытой пористости, определенные по керну и ГИС во многом совпадают.

Таблица 10 - Результаты определений открытой пористости по керну и ГИС [3]

Пласт	Залежь	По керну	По ГИС	Принятые значения Кп для проектиро-вания
		кол-во скважин	средневз. значение Кп, %	кол-во скважин	среднее значение Кп, %
ЮС11	Основная	23	15.5	688	16.5	16.5
	Западно-Фаинская	6	16.1	7	14.6	14.6

Ввиду большего объема, а также для поинтервальной оценки коэффициента пористости в разрезах всех скважин, для проектирования приняты значения пористости, определенные по ГИС.

В таблице 11 и приведено сопоставление средних значений проницаемости, определенной по керну, ГИС и ГДИ в среднем по пласту

По данным ГИС доля высокопроницаемых коллекторов (более 100 мД) выше, чем по керновым данным. Это связано с большим удельным весом исследованного керна из западной и южной частей месторождения, где в целом наблюдаются более низкие значения ФЕС по сравнению с более продуктивной северной частью.

Результаты определения проницаемости по керну характеризуются большим разбросом значений, что отражает микрослоистость коллекторов. Проницаемость смежных прослоев (толщиной от первых сантиметров до первых десятков сантиметров), не отделенных друг от друга непроницаемыми слоями, может отличаться на порядок. В то же время, вариация проницаемости более крупных элементов разреза (прослоев толщиной от полуметра и более) происходит в значительно более узком диапазоне значений.

Таблица 11 - Результаты определения проницаемости различными методами [3]

Залежь	По керну	По ГИС	По ГДИ	По промысловым данным	Принятые значения Кпр для проектирования
	кол-во скважин	Средне вз. значение Кпр, мД	кол-во скв.	среднее значение Кпр, мД	среднее значение Кпр, мД	среднее значение Кпр, мД
Основная	32	12.2	688	43.6	26.6	27.1	26.6
Западно-Фаинская	6	26.8	7	26.9	-	-	26.9

Проницаемость керновыми и гидродинамическими исследованиями охарактеризована незначительно. При построении гидродинамической модели полученные в первом приближении значения коэффициентов проницаемости по ГИС при необходимости корректировались с учетом энергетического состояния.

Корректировка осуществлялась в несколько итераций, в ходе последней итерации на выходе из модели получен куб проницаемости по промысловым данным, на основании которого была оценена проницаемость в разрезе каждой скважины.

Для ознакомления с распространением ФЕС пласта, на базе имеющихся данных геофизических исследований скважин были построены карты распространения геологических параметров (пористость и проницаемость) по площади.

Определение коэффициентов вытеснения нефти водой

Определения коэффициентов вытеснения нефти водой на Фаинском месторождении проводились только для пласта ЮС₁¹.

Опыты проводились на установках, позволяющих максимально приближать условия проведения эксперимента к пластовым по скорости фильтрации, имитации давлений (порового и горного), поддержанию пластовой температуры, максимально возможному снятию концевых эффектов и т.д. Определяющими условиями проведения эксперимента являлись:

- использование образцов реального пласта;

- использование пластовых или модельных жидкостей (воды, нефти и газа);

- достаточно точные измерения перепада давления на участке фиксируемой длины;

- надежное фиксирование объемов, подаваемых в образец и выходящих из образца жидкостей (фаз), то есть текущей насыщенности образца.

В связи с отсутствием собственных исследований по пластам ачимовской пачки использовалась информация по аналогичным отложениям соседних месторождений. Характеристики вытеснения по ачимовским отложениям приняты по пластам-аналогам Западно-Малобалыкского, Усть-Балыкского и Средне-Балыкского месторождений. Количество исследований по определению коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом на образцах пласта ЮС₁¹ Фаинского месторождения является удовлетворительным (246 определений). Ниже приведена характеристика пластов-аналогов ачимовской пачки соседних месторождений (таблица 12).

Таблица 12 - Характеристика ачимовских отложений соседних месторождений [3]

Месторождение (пласт)	Кол-во опреде-лений, шт	Средние значения по данным лабораторных исследований
		Пористость, %	Прони-цаемость, мД	Содержание связанной воды, %	Коэффи-циент вытеснения, д.ед
Средне-Балыкское (БС17)	26	17.2	5.2	49.3	0.468
Западно-Малобалыкское (Ач)	6	17.6	2.5	58.1	0.380
Усть-Балыкское (БС16-18)	1	19.0	13	52.0	0.520

Пласт ЮС₁¹

В целом были учтены эксперименты по 246 образцам керна, охвативших диапазон пород с проницаемостью от 2.1 до 279 мД, пористостью от 12.2 до 19.3 %, содержанием связанной воды от 23.5 до 60.9 %. Обобщенные результаты опытов приведены в таблице 13.

Расчетное значение коэффициента вытеснения, используемое для оценки нефтеотдачи залежей продуктивного пласта ЮС₁¹ составляет 0.502 д.ед.

Пласт Ачим₁

В целом по ачимовским отложениям обобщены результаты по моделированию вытеснения нефти водой на 33 образцах керна, в диапазоне проницаемости пород от 0.8 до 13.0 мД, пористостью от 16.1 до 18.3 %, содержанием связанной воды от 37.5 до 66.3 % (таблица 13).

Среднее значение коэффициента вытеснения нефти водой для залежей ачимовской пачки составляет 0.457 д.ед.

Таблица 13 - Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом [3]

Пласт	Наименовани	Кол-во опреде-лений, шт.	Проница-емость мД	Содержание связанной воды, доли ед.	Коэфф-т начальной нефтенасы-щенности, доли ед.	Коэфф-т остаточной нефтенасы-щенности, доли ед.	Коэфф-т вытеснения, доли ед.
ЮС11	Среднее значение	246	28.8	0.380	0.620	0.309	0.502
	Интервал изменения		2.1-279	0.235-0.609	0.391-0.765	0.187-0.446	0.224-0.676
Ачим1	Среднее значение	33	5.0	0.505	0.495	0.265	0.457
	Интервал изменения		0.8-13.0	0.375-0.663	0.337-0.625	0.218-0.318	0.353-0.584

Опыты по определению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) проводились на образцах керна юрских отложений Фаинского месторождения. Собственных исследований пласта Ачим₁ на Фаинском месторождении нет, в связи с чем в работе использованы материалы по пластам-аналогам Средне-Балыкского месторождения.

Опыты проводились на установке многофазной фильтрации с использованием в качестве углеводородной фазы дегазированной пластовой нефти. В качестве пластовой и закачиваемой воды использовалась минерализованная вода. Суммарная скорость фильтрации флюидов через образцы выбиралась близкой к реальной и составляла в пересчете на линейную скорость около 0.5 м/сут. Жидкости закачивались при постоянном расходе в образец прессами высокого давления. Насыщенность образцов в процессе экспериментов определялась по показаниям рентгеновского томографа. Эксперимент заканчивался при фильтрации через образец только воды.

При моделировании в качестве базовых кривых (для первого приближения) были использованы истинные кривые ОФП, определенные в лаборатории физики пласта ТомскНИПИнефть на образцах керна пласта ЮС₁¹ из скв. 2П, 26Р, 67Р, 70Р, 1807 с проницаемостью в диапазоне от 2.3 до 112 мД. Установлено, что при совместном движении двухфазного потока «нефть-вода» при достижении в образце критического значения водонасыщенности, соответствующего началу движения воды, происходит резкое снижение относительной проницаемости по нефти, а относительная проницаемость по воде растет и при остаточной нефтенасыщенности для исследованных образцов изменяется от 0.05 до 0.3. Из полученных графиков видна четкая закономерность увеличения критической водонасыщенности в низкопроницаемых коллекторах. Коллекторы с низкой проницаемостью при большей водонасыщенности дают приток безводной нефти. Данные закономерности учитывались при геолого-промысловом анализе и при построении фильтрационной модели.

Обобщение и интерпритация

По данным геофизических исследований скважин, Основная и Западно-Фаинская залежи охарактеризованы схожими по значениям ФЕС. В целом коллектора пласта ЮС₁¹ относятся к низкопроницаемым (менее 50 мД) с пористостью менее 18 %. В этом отношении они не выделяются среди верхнеюрских коллекторов Среднего Приобья, характеризуясь типичными для этих образований фильтрационно-емкостными свойствами.

Из выделенных субфаций лучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают русловые (пойменные) и баровые образования, худшими - образования лагун и застойных зон.

Расчетные значения коэффициентов вытеснения, используемые для оценки нефтеотдачи залежей Фаинского месторождения, составили в среднем по пласту ЮС₁¹- 0.502, для залежей ачимовской пачки (с учетом привлеченных данных по ряду соседних месторождений) - 0.457 д.ед.

Из графиков ОФП установлена закономерность увеличения критической водонасыщенности в низкопроницаемых коллекторах. Коллекторы с низкой проницаемостью при большей водонасыщенности дают приток безводной нефти.

Согласно классификации А.А.Ханина (таблица 14), учитывающей эффективную пористость, проницаемость и гранулометрический состав, наиболее распространены коллектора V класса. Достаточно часто встречаются и коллектора IV класса, которые в центральной части площади преимущественно залегают в верхней части разреза пласта, в то время как южнее они не имеют четкой локализации в разрезе, а в северной части отчетливо доминируют в нижней части пласта. Коллектора III класса имеют спорадическое распространение в разрезе и встречаются главным образом в северной части площади. Коллектора VI класса не имеют четкой локализации ни по площади, ни по разрезу.

Таблица 14 - Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А.А.Ханину, 1973) (от автора 2015)

Класс коллектора	Название породы	Эффективная пористость, %	Проницае-мость, мкм2
Коллектора пласта ЮС1
Основная (Фаинская) залеж
III-средний	Песчаник мелкозернистый	15,3	0,121
	Алевролит крупнозернистый	16,6	0,125
V-низкий	Песчаник мелкозернистый	2-8	0.001-0.01
	Алевролит мелкозернистый	3.6-12
Западно-Фаинская залеж
III-средний	Песчаник мелкозернистый	14,3	0,12
	Алевролит крупнозернистый	16,3	0,12
V-низкий	Песчаник мелкозернистый	2-8	0.001-0.01
	Алевролит мелкозернистый	3.6-12
Коллектора пласта Ачим1
IV-средний	Песчаник мелкозернистый	5.8-11	0.01-0.1
	Алевролит мелкозернистый	19,3
V-низкий	Алевролит мелкозернистый	3.6-12	0.001-0.01

В результате проведенного обобщения параметров, характеризующих микро и макронеоднородность, была составлена таблица 15

Таблица 15 - Характеристика макро и микро неодногодности и нефтенасыщенности продуктивных пластов ЮС1 и Ачим1 Фаинского месторождения (от автора 2015)

№ пласта Параметры	ЮС1	Ачим1
	Основная залежь	Западно-Фаинская залежь	Южно-Асомкинская залежь	Средне-Асомкинская залежь
Пористость(%) (ЧНЗ)
Пористость(%) (ВНЗ)
Проницаемость мкм2) (ЧНЗ)
Проницаемость мкм2) (ВНЗ)
Коэф.пористости (по керну)	15.5	16.5	-	-
Коэф.пористост (по гис)	16.1	14.6	-	-
Коэф. песчанистости	0.49	0.23	0.20	0.23
Коэф. нефтенасыщенности	9.4	5.6	7.7	4.8
Коэф. водонасыщенности	4.0	8.2
Расчлененность	4,1	2,7	8.1	9.4

По которой можно судить, что нефтеносность пласта ЮС1 зависит от пористости и проницаемости коллекторов. Максимум пористости приходится на Основную или Фаинскую залеж, а минимум на Западно-Фаинскую залежь, в свою очередь эти показатели зависят от размеров пор от 10-20 до 50 мкм, такие размеры пор зависят от размерности зерен песчаника от 0,12 до 0,21 мм и аргиллита от 0,09 до 0,16 мм.

Так же наличие в разрезе осадков высокой структурной зрелости (среднезернистых песчаников высокой степени отсортированности) дают значительное повышение проницаемости коллекторов, следует отметить, что данные повышения проницаемости являются локальными.

Большая продуктивность Основной залежи так же получается за счет большего отношение объема песчаников к общему объему пород по сравнению с Западно-Фаинской залежью, коэф. песчанистости 9,4 против коэф. песчанистости Западно-Фаинской равным 5,6. Еще один показатель продуктивности среднее число проницаемых прослоев или расчлененность, данный показатель у Основной залежи равен 4,1, а у Западно-Фаинской 2,7 это связанно с тем что в южном направлении происходит глинизация кровельной части пласта, что соответсвует расположению Западно-Фаинской залежи. Максимальне нефтенасыщенные толщины приурочены к северо-восточной части, что соответствует Основной залежи. В пласте выделяются 2-3 маломощных пропластка песчаника, а остальная часть пласта заглинизирована. Именно по этим показателям можно судить о нефтенасыщенности пласта ЮС1, Основная или Фаинская залежь, которого является наиболее продуктивной.

Продуктивность залежей пласта Ачим1, Южно-Асомкинской и Средне-Асомкинской, ниже продуктивности пластов ЮС1, но также зависит от пористости о проницаемости коллекторов. Максимум пористости приходится на Южно-Асомкинская залежь 19,3, а минимум на Средне-Асомкинская залежь 12,9, при размерах зерен от 0,06 до 0,13 мм. Эти имеют данное значение за счет того, что разработку залежей пласта Ачим1 начали в 2006 году, а отчет составлен в 2007 году.

Песчано-алевролитовые породы пласта Ачим1 отличаются по гранулометрическому составу от аналогичных образований неокома более плотной упаковкой зерен и худшей отсортированностью, что в свою очередь является одной из определяющих причин низкой проницаемости коллекторов Южно-Асомкинской и Средне-Асомкинской залежей.

Средние показатели нефтенасыщенности по пласту Ачим1 ниже чем у пласта ЮС1 в связи с большым коэффицентом водонасыщенности равным 8,2, против 4,0 у пласта ЮС1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате обобщения и интерпретации проведена классификация коллекторских свойств были сделаны следующие выводы:

1) Зона максимальных нефтенасыщенных толщин приурочена к северо-восточной части, что соответствует субфациям пойменных и русловых образований, так же именно в этой зоне распространены коллектора III типа. Приуроченность этих зон к северо-восточной части зависит, главным образом, от того что в южном направлении происходит глинизация кровельной части пласта.

2) Меньшая расчлененность пласта ЮС1 связанна с тем что замещение пород-коллекторов непроницаемыми разностями не так распространено, как на пласте Ачим1, это происходит, главным образом, за счет опесчанивания нижних интервалов пласта. В среднем пласт Ачим1 представлен 6-8 пропластками коллектора, чаще в виде невыдержанных линз, максимальное количество проницаемых пропластков достигает 27, в ЮС1 среднее значение 3-4 пропластка.

3) Низкая проницаемость пласта Ачим1 связанна с тем что породы пласта отличаются по гранулометрическому составу от аналогичных образований неокома более плотной упаковкой зерен и худшей отсортированностью.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Переобработка сейсмических исследований в районах проектных поисково-разведочных скважин, предлагаемых ОАО “Юганскнефтегаз” к бурению при ГРР на 1999 - 2000 гг.: Отчет о НИР / ЗАО “Геофиск”; А.Н. Кычкин, Л.Ф. Ващенко. - УДК550.834.05(571.122); № 50-97-8. - Тюмень, 2000.

2. Пояснительная записка к структурной карте по кровле продуктивного пласта ЮС₁ (блочно-разломный вариант) Фаинского месторождения. Отчет АОЗТ "ДИГЭР" по договору № 2/2(157). Тюмень, 1996 г.

3. Авторский надзор за разработкой Фаинского месторождения. ООО «ЮганскНИПИнефть», Уфа, 2003 г.

4. Анализ эффективности ГРП, выполненных предприятием "ИНТРАС" на месторождениях Юганского района в 1994-1996 гг. Отчет ТОО "ТЭРМ" по договору № 13/4. Тюмень, 1997.

5. В.В.Самардаков, С.В.Гусев, А.Н.Янин, Я.Г.Коваль. Применение ГРП СП "Юганскфракмастер" на месторождениях АО "Юганскнефтегаз". Нефтяное хозяйство, № 5-6, 1995.

6. Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г., Шишлова Л.М. Новые композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов. Нефтепромысловое дело, № 8-10, 1995, стр. 36-38.

7. "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, состояние, проблемы и пути их решения". М., ВНИИОЭНГ, 1996 г., 558 с.

8. Кобяшев А.В., Исмагилов Т.А., Токарев М.А. Анализ эффективности применения физико-химических методов интенсификации добычи нефти на месторождениях Западно-Сибирской нефтегазовой провинции. / Материалы 1 Конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского округа (г. Нижневартовск, 25-26 октября 2000 г.). - М.:ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2001. - 532 с.

9. Н.А.Черемисин, В.П.Сонич, Ю.Е.Батурин. Факторы, определяющие содержание остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов, и методика ее обоснования при водонапорном режиме эксплуатации. В кн. "Нефть Сургута". Изд-во "Нефтяное хозяйство". Москва, 1997.-С. 238-257.

10. Филина С.И. Дельтовые и авандельтовые фации юрских отложений Среднего Приобья как объект для поисков нефти и газа. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1974, № 11. - С. 21 - 24.

11. Физико-географическое районирование Тюм. обл. под редакции Н.М. Гвоздецкого. Москва: издательство МГУ, 1973 г., 246 стр.

12. А.Н. Стариков, И.А. Козлова: Дифференциация запасов нефти в пласте юс1 на территории основной залежи фаинского месторождения в зависимости от литолого-фациальных условий формирования коллекторов и решение проблемы их рациональной разработки путем применения технологии гидроразрыва пласта

13. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М., 1999.

14. Технологическая схема разработки Фаинского месторождения, ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», 1999 г.

15. Технологическая схема разработки Фаинского месторождения. Отчет о НИР ОАО "РосНИПИтермнефть". Краснодар, 1996 г. Т. I-III.

16. Составление проектов поисково-разведочных и доразведочных работ на землях АО «Юганскнефтегаз». Проект доразведки Фаиновского месторождения (договор 7-94/335), ООО «Спайс», г. Нефтеюганск, 1994 год.

17. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. Москва, издательство «Недра», 1974 г.

18. Аттестат аккредитации № РОСС RU.0001.513820 от 11.03.2003 г.

19. Анилиз разработки Фаинского месторождения. Отчет о НИР ОАО "Тандем". Тюмень, 2005 г.

20. Подсчет запасов нефти и газа Фаинского месторождения. Отчет о НИР. Нефтеюганск, 1992 г.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Характеристика продуктивный пластов Фаинского месторождения [2]

Пласт	Залежь, купол	Глубина залегания, м	Тип залежи*	Тип коллектора	Хар-р насыще-ния	Размеры залежи в пределах принятого контура, км (м)	Отметка начального положения ВНК, м
						длина	ширина	высота
ЮС11	Основная (Фаинская)	-2890	ПС	терр, поров.	нефть	26.5	18.5ч1.6	30	-2900.0 -2911.0
	Западно-Фаинская	-2922	ПС	терр, поров.	нефть	11.0	6.8ч2.7	30	-2925.4
Ачим1	Южно-Асомкинская	-2830	ПС	терр, поров.	нефть	9.8	4.0	38	-2784.0
	Средне-Асомкинская	-2830	НП	терр, поров.	нефть	4.8	3.0	21	-2765.0

* ПС - пластово-сводовая; НП - неполнопластовая

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Характеристика толщин продуктивных пластов Фаинского месторождения [2]

Толщина	Наименование	Русловые и пойменные образования	Баровые образования	Образования переходного типа	Сублиторальные образования	Образования лагун и застойных зон

Подобные документы

• Определение коллекторских свойств верхнеюрских отложений Осининского месторождения

  Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение геофизических параметров Васюганской свиты верхнеюрского возраста. Определение коэффициента нефтенасыщенности и проницаемости.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 02.10.2012
  

• Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

  Характеристика Талинского нефтяного месторождения. Отложения Тюменской свиты на размытой поверхности фундамента. Характеристика продуктивных пластов. Состав нефти и газа. Основные показатели на различных стадиях освоения Талинского месторождения.
  
  курсовая работа [690,5 K], добавлен 02.02.2014
  

• Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

  Запасы нефти Верхнечонского месторождения, его продуктивность. Анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Расчленение разреза на стратиграфические комплексы (свиты, подвиты).
  
  курсовая работа [6,0 M], добавлен 04.01.2016
  

• Литолого-петрографические особенности и условия формирования отложений баженовской свиты на Западно-Квензерской площади (Томская область)

  Стратиграфическое положение отложений баженовской свиты. Нефтегазоносность отложений баженовской свиты. Вещественный состав литотипов, по результатам рентгенофазового анализа. Пустотно-поровое пространство и распределение битумоидов в литотипах.
  
  дипломная работа [9,0 M], добавлен 13.06.2016
  

• Выделение пластов-коллекторов и оценка коэффициента пористости пластов АС10 Биттемского месторождения

  Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014
  

• Разработка Южно-Сургутского месторождения

  Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
  
  отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012
  

• Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

  История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
  

• Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения

  Характеристика стратиграфии и тектоники пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения, их нефтегазоводоносность и коллекторские свойства. Анализ обводненности скважин и выработки запасов нефти. Мероприятия для повышения эффективности разработки пласта.
  
  курсовая работа [49,1 K], добавлен 11.02.2012
  

• Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки

  Геологическая характеристика Приобского месторождения: строение, нефтеносность, продуктивные пласты, водоносные комплексы. Основные технико–экономические показатели разработки Приобского месторождения. Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [120,4 K], добавлен 23.07.2011
  

• Конгломераты игнатеевской свиты Воронежского кристаллического массива: вещественный состав, минералогия, условия метаморфизма

  Геологическое строение мегаблока магнитной аномалии. Стратифицированные образования магматизма. Минералогия, петрография, геохимия и условия метаморфизма конгломератов игнатеевской свиты. Кристаллохимические коэффициенты мусковита из конгломератов.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 27.04.2018
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам