Об установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в небольших интервалах времени (2—3 измерения за 4—6 ч). Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации скважины.
Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта БС4+5 исследованы по керну из19 разведочных скважин, размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степени освещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуется следующим показателем – на 0,4 м толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.
Статистические характеристика емкостно-фильтрационных свойств пласта БС4+5 Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведено в табл. 2.6. Эти данные свидетельствуют о том,что коллекторы пласта БС4+5относятся к низкопроницаемым.
Таблица 2.6 Статистическая характеристика емкостно – фильтрационных свойств пласта БС4+5.
|
||||||
Характеристика
|
БС4+5 |
Монолит |
Расчлененная часть Пласта |
|||
|
Пористость, %
|
Проницаемость, мкм2 |
Пористость, % |
Проницаемость, мкм2 |
Пористость, % |
Проницаемость, мкм2 |
Кол-во определений |
154 |
143 |
126 |
127 |
56 |
56 |
|
17.5 |
12.7 |
17.5 |
10.9 |
16.5 |
12.3 |
Среднее |
17.5 |
14 |
17.6 |
15.3 |
17.2 |
11.3 |
Коэффициент вариации |
0.07 |
1.13 |
0.07 |
1.16 |
0.08 |
1.25 |
Min значение |
14 |
0.3 |
14 |
0.3 |
13.3 |
0.6 |
Max значение |
20 |
86.5 |
20 |
86.5 |
19.7 |
53.2 |
Из таблицы2.1 следует, что средние значения пористости коллекторов пласта в целом и верхней (монолитной) его части по существу не изменились по сравнению с данными “Комплексной схемы разработки”. Величина пористости коллекторов нижней расчлененной линзовидной части уменьшилась до16,5%. Значения же проницаемости коллекторов верхней и нижней части paзpеза пласта БС4+5 существенно не различаются, так как они и так низки. Величины проницаемости коллекторов пласта БС4+5, определенные по образцам керна, распределяются в следующем соотношении в объеме продуктивного пласта:38 % имеют проницаемость до5х10 мкм2,33% – в интервале5 -15х10 мкм2,15% – от15 до25х10 мкм и 14% – от25 до85х10 мкм2.
Пласт испытан в25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от968мдо 1513м., дебиты нефти колебались в пределах от 2,1 м3/сутки до 20,2 м3/сутки, а в 5 скважинах на2 и6ммштуцерах дебит нефти изменялся от 4,8 до36,1 м3/сутки.
Параметр нефтенасыщенности был получен по данным ГИС на основе петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным на нефильтрующихся растворах по месторождениям Сургутского свода. При подсчете запасов нефти в 1985 г. среднее значение нефтенасыщенности принято равным 72%.