Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения.
Песчаники серые и буровато-серые, мелкозернистые, слюдистые, среднесцементированные, изредка встречаются прослои углисто-глинистых пород с включениями растительного детрита, с однородной и слоистой текстурой. По вещественному составу алевролиты идентичны песчаникам. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые по емкостно-фильтрационным свойствам по существу не различаются и могут быть разделены лишь по гранулометрическому составу. Цемент песчаников и алевролитов пленочный, порово-пленочный, глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный. Нередко встречаются поры, заполненные кальцитом. В коллекторах содержание глинистой фракции и среднем составляет 11.5%, карбонатной - 3.5%.
Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в северо-западном направлении в районе скв. № 222 ее значение составляет 50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенному увеличению толщины его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от 0 до 21,8м. Продуктивный пласт перекрывается пачкой глин толщиной до 40-50 м.
В разрезе продуктивного пласта БС4-5 а пределах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоев коллекторов различной толщины, примерно половина из которых имеет толщину не более 1 м. В западной части месторождения число проницаемых, прослоек больше и значения их толщины выше нежели в восточной части месторождения.
Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблется в пределах от 0,4 до 9,4 м, причем примерно на половине площади разбуренной части месторождения толщина глинистого раздела составляет 0.4 - 1.6м.
Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта БС4-5 исследованы по керну из 19 разведочных скважин, размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степень освещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуется следующим показателем - на 0,4 м. толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.
Статистические характеристики емкостно-фильтрационных свойств пласта БС4-5 Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведены в таблице 2.1 Эти данные свидетельствуют о том что коллекторы пласта БС4-5 откосятся к низкопроницаемым.
Из таблицы 2.1 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 до 16,5%. Значения же проницаемости коллекторов верхней и нижней части разреза 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 до 5х10 мкм^2, 33% - в интервале 5 - 15х10 мкм^2, 15% - от 15 до 25х10 мкм^2 и 14% - от 25 до 85х10 мкм^2. Более детальная характеристика распределения проницаемости коллекторов пласта БС4-5 месторождения по данным разведочных скважин приведена в табл.2.1
Пласт испытан в 25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В 18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от 968 м до 1513 м дебиты нефти колебались а пределах от 2.1 м3/сутки до 20.2 м^3/сутки, а в 5 скважинах по 2 и 6 мм штуцерах дебит нефти изменялся от 4.8 до 36.1 м^3/сутки.
Параметр нефтенасыщенности бил получен по данным ГИС на основе петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным 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%.
Таблица 2.1
| Характеристика | БС4-5 | Монолит | Расчлененная частьпласта | |||
| порис-тость,% | проницаемостьмкм2*10-3 | порис-тость,% | проницаемостьмкм2*10-3 | порис-тость,% | проницаемостьмкм2*10-3 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Кол-во определений | 154 | 143 | 126 | 127 | 56 | 56 |
| 17,5 | 12,7 | 17,5 | 10,9 | 16,5 | 12,3 | |
| Среднее | 17,5* | 14,0* | 17,6* | 15,3* | 17,2* | 11,3* |
| Коэфф. вариации | 0,07 | 1,13 | 0,07 | 1,16 | 0,08 | 1,25 |
| Минимальн. значение | 14,0 | 0,3 | 14,0 | 0,3 | 13,3 | 0,6 |
| Максимал. значение | 20,0 | 86,5 | 20,0 | 86,5 | 19,7 | 53,2 |
* - данные Комплексной технологической схемы разработки, СибНИИНП, 1990 г.
Таблица 2.2
| Толщина | Наименование | ПластБС4-5 | Пласт1БС4 | Пласт2БС4 | Пласт БС5 |
| Общая | Среднее значение, мКоэф. вариации,доли ед.Интервал изменения, мminmax | 28,70,1602239,2 | 7,220,42,411,4 | 16,20,47,030,0 | 3,0 (2 скв)2,04,0 |
| Нефтенасыщен-ная | Среднее значение, мКоэф. вариации,доли ед.Интервал изменения, мminmax | 6,87/5,32*0,442,812,6 | 4,78/4,27*0,42,08,4 | 1,351,00,03,6 | 2,51,83,2 |
| Эффек-тивная | Среднее значение, мКоэф. вариации,доли ед.Интервал изменения, мminmax | 6,87/5,32*0,442,812,6 | 4,78/4,27*0,42,08,4 | 1,351,00,03,6 | 2,51,83,2 |
* - данные Комплексной технологической схемы разработки, СибНИИНП, 1990 г.
Таблица 2.3
| Пласт | Кол-воскваж. | Коэфф. песчанистости, доли ед. | Коэфф. расчлененности, доли ед. | ||||||
| средн | Коэфф.вариации | Интервализменения | средн | Коэфф.вариации | Интервализменения | ||||
| min | max | min | max | ||||||
| БС4-5 | 13 | 0,23 | 0,38 | 0,1 | 0,37 | 2,9 | 0,44 | 1 | 5 |
| 1БC4 | 13 | 0,74 | 0,172 | 0,33 | 1,0 | 1,46 | 0,42 | 1 | 3 |
| 2БC4 | 13 | 0,13 | 1,0 | 0,0 | 0,4 | 1,1 | 1,04 | 0 | 3 |
| БC5 | 2 | 0,17 | - | 0,0 | 0,8 | - | - | 1 | 2 |
В процессе бурения предусматривается опробование перспективных интервалов в открытом стволе с помощью пластоиспытателя на бурильных трубах.
Перспективными объектами испытания в разрезе поисковой скважины следует считать все возможно продуктивные и неясные интервалы. При наличии проницаемой мощности, насыщенной углеводородами, необходимо однозначно определить может ли нефтенасыщенный пласт обеспечить промышленные притоки углеводородов. В случае отрицательного результата по любому из этих определений интервал считают непродуктивным, испытание по нему прекращают. При отрицательных результатах по всем перспективным интервалам разреза скважину ликвидируют как выполнившую своё назначение. В случае положительных результатов продолжают работы по доразведке объектов.
Таким образом, очевидна необходимость высокой достоверности заключения (особенно отрицательного) о перспективном интервале до спуска в скважину эксплуатационной колонны.
Достоверность информации и экономичность её получения возможны только при комплексном использовании следующих методов: оперативного геологического контроля, геофизических исследований и опробования пластоиспытателем. Проектом предусматривается опробование пластов комплектом испытательных инструментов (КИИ-146-2М).
Спуск КИИ производят сразу после вскрытия и выявления перспективных интервалов. Целью опробования является:
1) вызов притока из испытуемого пласта,
2) определение физических параметров пласта (пластового давления, средней эффективной проницаемости, коэффициента продуктивности),
3) отбор представительной пробы пластовой жидкости. Допустимая депрессия на пласты определена опытным путём исходя из условия устойчивости пород в интервале.
Количество спусков пластоиспытателя на каждый испытуемый объект определяется качеством полученных результатов.
Планируемые к испытанию интервалы, депрессии внесены в таблицу 3.1
Таблица 3.1
Опробование пластов в процессе бурения
| № скв. | Возрастотложений | Интервалы испытания | Диаметрпакера, | Депрессия, | |||
| Абсолютныеотм. м. | Глубиным. | ||||||
| от | до | от | до | мм | МПа | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1268 | К1 (БС10)J3 (ЮС1)J1-2 (ЮС2) | 233528152870 | 235028302885 | 237528602920 | 239028752935 | 195195195 | 10.012.012.0 |
| 1269 | К1 (БС10)J3 (ЮС1)J1-2 (ЮС2) | 239028552880 | 240528702895 | 243028252900 | 244528402915 | 195195195 | 10.012.012.0 |
| 1270 | К1 (БС10)J3 (ЮС1)J1-2 (ЮС2) | 235028752950 | 236528852965 | 239029152990 | 240529303005 | 195195195 | 12.012.012.0 |
| 1273,1274 | К1 (БС10)J3 (ЮС1)J1-2 (ЮС2) | 236028152880 | 237528302895 | 240028552920 | 241528702935 | 195195195 | 10,012,012,0 |
Примечание: интервалы опробования уточняются после интерпретации каротажа.
Определение забойного давления.