.09.07.07.02.43.23.3Коеффіціент варіації, частки ед.0.160.310.30-- - 0.790.67-0.370.640.48Інтервал ізмененіяот822-- - 44-111до111313-- - 1414-377
Малюнок 7. Карта нефтенасищенних товщин пласта Ач31
. 5 Фільтраційно-ємнісні властивості порід за результатами інтерпретації ГІС
Фільтраційно-ємнісні властивості і насиченість по ГІС дається по розкритої свердловинами нефтенасищенной частини покладів пластів. У свердловинах проводився стандартний комплекс геофізичних досліджень, затверджений для Західного Сибіру.
Відомості про колекторських властивостях основних нафтових пластів Равенського родовища (число свердловин, кількість досліджених метрів, отримані зна-чення) призводить таблиця 3.4.
Пласт Ач31 - в 34 свердловинах виконані визначення відкритої пористості, проникності і початкової нефтенасищенності в 326,2 м ефективної товщини.
Коефіцієнт відкритої пористості змінюється від 14,2%. до 19.8%. при середовищ-ньому значенні 18,8%, коефіцієнт проникності - від 0,9 * 10-3 мкм 2 до 15,9 * 10-3 мкм 2 при середньому значенні 3,1 * 10-3 мкм 2. Коефіцієнт початковій нефтенасищенності через міняється від 32,5% до 67,7% при середньому 50,6%.
Пласт Ач32 - продуктивні колектори пласта розкриті лише однією свердловиною в 1,8 м ефективної товщини. Коефіцієнти відкритої пористості, проникності і початкової нефтенасищенності мають значення 16,0%, 0,6 * 10-3 мкм 2 і 37,4% відповідно.
Пласт Ач6.- Ємнісні і фільтраційні характеристики пласта Ач6 також, як і пласта Ач32, досліджені по ГІС в одній свердловині по 1,8 м ефективної товщини. Коефіцієнти відкритої пористості, проникності і початкової нефтенасищенності відповідно мають значення 18.0%, 1,0 * 10-3 мкм 2 і 41,0%.
Пласт ЮС01 + 2 - ємнісні і фільтраційні характеристики пласта досліджені по ГІС в 4 свердловинах по 15,4 м ефективної товщини. Коефіцієнт відкритої пористості змінюється від 15.5 до 16,8% при середньому 15,4%, проникності - від 1,9 до 5,7 * 10-3 мкм 2 при середньому значенні 3,6 * 10-3 мкм 2. Середнє значення коефіцієнта початковій нефтенасищенності становить 49,3%, змінюючись від 22,5 до 74,3%.
Пласт ЮС1 - нафтова поклад пласта представлена ??по ГІС в 7 свердловинах, визначення пористості, проникності і початкової нефтенасищенності виконані в 32,9 м ефективної товщини. Середні значення: пористість - 18,5%, проникність - 16,3 * 10-3 мкм 2 і початкова нефтенасищенность - 55,9%. Інтервали зміни: коефіцієнт відкритої пористості - 16,9-20,1%, коефіцієнт проникності - 5.5 - 31.6 * 10-3 мкм 2, коефіцієнт початковій нефтенасищенності - 48,3-63,1%.
Пласт ЮС2 - охарактеризований за 17 свердловинах, досліджено 46.2 м ефективної товщини. Коефіцієнт відкритої пористості змінюється від 14,0 до 16,4%, коефіцієнт проникності - від 0,5 до 3,15 * 10-3 мкм 2, коефіцієнт початковій нефтенасищенності змінюється в інтервалі 38,0 - 71,2%.
Початкова нефтеводонасищенность пластів, залишкова нефтенасищенность і коефіцієнт витіснення нафти водою
Коефіцієнт витіснення нафти водою (Кв) визначає повноту вилучення нафти з породи в процесі промислового заводнення і є найважливішою фізико-гідродинамічної характеристикою. Визначається Кв залежно від початкової і залишкової нефтенасищенності (КНН, Кон) за формулою:
Залишкова нефтенасищенность, будучи досить важливим геолого-технологічним параметром, визначає ефективність витіснення нафти водою. При обгрунтуванні залишкової нефтенасищенності використовуються різні методичні підходи, але основним методом визначення Кон є метод лабораторного дослідження на зразках керна.
Експериментальні дослідження з витіснення нафти водою по Равенському родовищу виконані тільки для плаcта Ач31 по свердловині 317 відділом фізики пласта ОІКПФ КогалимНІПІнефть на 6 зразках керна (таблиця 3).
Таблиця 3. Результати лабораторних визначень коефіцієнта витіснення нафти водою Равенського родовища
Проникність досліджених зразків змінюється від 11,25 мД до 15,17 мД, відкрита пористість - від 20,2% до 21,9%, початкова нефтенасищенность - від 58,0% до 58,2%. Залишкова нефтенасищенность зразків керна варіює від 24,28% до 27,69%.
Так як вибірка реальних зразків з даного пласту недостатньо представницька, то для більш достовірної оцінки величини залишкової нефтенасищенності додатково залучені дані лабораторних досліджень по пласту БС18-19 кущових родовища, що безпосередньо примикає до Равенському родовищу і розташованого з ним у одних структурно-тектонічних умовах. Збіжність значень залишкової нефтенасищенності досить висока. Залишкова неф...
