ладів Олігоцену РОДОВИЩА БІЛИЙ ТИГР
.1 Узагальнення геолого-геофізичної характеристики олігоцену родовища Білий Тигр
Олігоценовий комплекс стратиграфически приурочений до свит Чатан (верхній олігоцен) і Чаку (нижній олігоцен), розвинений практично по всій площі структури і залягає в межах абсолютних відміток 3010- 3986м. Зведений геолого-стратиграфічний продуктивний розріз родовища Білого Тигра представлений на Рис.1.1.
Рис. 1.1 Зведений геолого-стратиграфічний продуктивний розріз родовища Білий Тигр
Структура родовища по комплексу нижнього олігоцену має більш складну будову. За даними буріння і сейсморозвідки 3Д встановлено відсутність комплексу в найбільш підведених частинах виступу фундаменту. На локальних нерівностях фундаменту відкладення комплексу мають мінливу товщину. Більшість розривних порушень, виявлених по фундаменту, простежується і в нижньому олігоцені.
Відкладення комплексу стратиграфически прилягають до поверхні фундаменту. На підставі особливостей будови структура по ніжнеолігоценовому комплексу розділена на три ділянки, в межах яких встановлені поклади нафти: північний, південний і західний.
За верхнеолігоценовому комплексу щодо ніжнеолігоценового спостерігається скорочення кількості і протяжності розривних порушень, зменшується амплітуда і зникли розриви вбросового типу. Структура придбала форми антиклинальной складки, ускладненої малоамплітудних складчатостью невеликих розмірів, структурними носами і терасами. У межах родовища структура замикається тільки на північному закінченні. З півдня намічається новий підйом шарів зі значеннями позначок, аналогічно центральній частині. З урахуванням нафтогазоносності та тектонічної будови структура по верхнеолігоценовому комплексу, розділена на сім ділянок (блоки I, II, III, IV, V, VI, VII): північний, центральний, північно-східний, північно-західний, західний, східний і південний. Межі між ділянками носять умовний характер і найчастіше пов'язані з межами розвитку піщаних пачок.
Продуктивні горизонти верхнеолігоценового комплексу складаються з окремих лінзовідних піщано-алевритових пластів товщиною від кількох до десятків метрів. Нафтові поклади в них встановлені за результатами випробування свердловин. Для покладів характерно Лінзовідно поширення порід-колекторів за площею.
Ніжнеолігоцений комплекс відсутня в межах піднятих частин структури і розвивається у бік занурених ділянок, в яких виявлені поклади нафти: північний, західний і південний.
Статистичні показники характеристик неоднорідності, а також характеристики товщин по горизонтах нижнього олігоцену представлені в таблицях 1.1 і 1.2.
Фільтраційно-ємнісні властивості порід
Верхній олігоцен. При найбільш ймовірне значенні від 8% до 18%, cреднее значення відкритої пористості порід колекторів становить 15% (Кпо=16,5% по ГІС), з коефіцієнтом варіації у визначенні Кпо по керну рівним 0,20.
Газопроникність в найбільш ймовірне діапазоні становить від 1.0 до 50мД, при середньому значенні 6мД.
Таблиця 1.1
Характеристики товщин продуктивних горизонтів
Продовження таблиці 1.1
Таблиця 1.2
Залишкова водонасиченому коливається, головним чином, в межі 20-80% (коефіцієнт варіації 0.20), при середньому значенні 45% (середнє значення по ГІС: 43.2%).
Нижній олігоцен. Серед теригенних відкладів, колектори нижнього олігоцену є найбільш складними в Петрофизическое відношенні, головним чином, внаслідок глибоких катагенетіческіх перетворень, що виникають на великих глибинах. Проте їх колекторські властивості найбільш стабільні (за глибиною і за площі).
Пористість порід-колекторів за всіма покладам змінюється в діапазоні 9-19%. Середнє значення відкритої пористості становить 14.7% c коефіцієнтом варіації 0.147. За керновим даними і також по ГІС видно, що пористості колекторів змінюються по горизонтах незначно (Кпо=14% для горизонту VI і 13% в горизонті X).
Найбільш ймовірні межі зміни значень газопроникності по керновим даними становлять від 1 до 50мД при середньому значенні 23.6мД, хоча зустрічаються зразки з проникністю 500 і більше.
Залишкова водонасиченому має діапазон зміни 13-76% і становить у середньому 42% (К вар=0.2).
Середнє значення ємнісне-фільтраційних параметрів продуктивних об'єктів представлено в таблиці 1.3.
Середні значення ...
