2.2. Основные параметры пласта

2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Деление пород на группы проводилось по величине пористости. Нижней границей пород-коллекторов являлось значение пористости равное 11 %. Породы, слагающие горизонты Д₀ и Д₁, по литологической характеристике делятся на две категории: песчано-алевритовые, являющиеся коллекторами, глинисто-алевролитовые и аргиллитовые, которые представляют не коллекторы и служат непроницаемыми разделами между пластами-коллекторами.

Породы - коллекторы дифференцировались на две группы: первая -высокопродуктивные коллекторы (песчаники) с пористостью более 0,16; вторая - малопродуктивные коллекторы с параметрами более низкими, чем для коллекторов первой группы. Дифференциация на группы осуществляется по двум параметрам: проницаемости и глинистости. За нижнюю границу принято предельное значение проницаемости, при котором пласт может обводниться пластовой водой, равное 0,025 мкм².

Коллекторы разделены на две группы: высокопродуктивные с К >0,1 мкм² и малопродуктивные с 0,025 мкм² <К< 0,1 мкм² .

В первой группе коллекторов выделяются две подгруппы, критерием для деления которых служит величина глинистости, равная 2%. Первая подгруппа имеет глинистость менее 2% и названа «высокопродуктивными неглинистыми коллекторами». Вторая подгруппа с глинистостью более 2% называется «высокопродуктивные глинистые коллекторы

Во второй группе пород-коллекторов с проницаемостью,

изменяющейся в пределах от 0,025 мкм² до 0,1 мкм², преобладают разности с глинистостью более 2%, но встречается и небольшая доля пластов с глинистостью меньше 2%. Пласты, сложенные коллекторами второй группы, пресной закачиваемой водой не заводняются.

В соответствии с принятой классификацией коллекторов в таблице 2 приведены их емкостно-фильтрационные параметры.

Таблица 2

Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.

Пласт		Группы коллекторов
		1	(1)	2
До	К, мкм2	0,707	0,199	0,059	0,187
	m, %	21,4	18,7	15,7	17,6
	Кн, %	84,8	76,9	66,3	73,6
"а"	К, мкм2	0,621	0,268	0,058	0,291
	m, %	20,3	18,9	14,3	17,4
	Кн, %	85,9	79,3	71,4	78,8
"б1"	К, мкм2	1,513	0,308	0,06	0,558
	m, %	23,1	19,1	14,7	18,6
	Кн, %	88,9	81,2	70,8	80,8
"б2"	К, мкм2	0,9	0,367	0,051	0,463
	m, %	21,7	19,5	14,7	18,9
	Кн, %	87,8	81,2	67,9	80,9
"б2"	К, мкм2	1,018	0,388	0,059	0,369
	m, %	21,9	19,2	14,9	19,3
	Кн, %	88,2	81,9	68,3	81,9
"в"	К, мкм2	1,131	0,294	0,072	0,944
	m, %	21,8	18,3	15,2	21,1
	Кн, %	90,1	81,7	73,9	88,2
"г1"	К, мкм2	1,075	0,204	0,065	0,887
	m, %	21,5	18,2	14,6	20,6
	Кн, %	88,1	78,9	70,7	86,1
"г2+3"	К, мкм2	0,880	0,234	0,063	0,753
	m, %	21,3	18,1	15,2	20,6
	Кн, %	87,4	81,2	69,6	85,8
"д"	К, мкм2	0,980	0,172	0,062	0,777
	m, %	2261	18,4	15,6	21,4
	Кн, %	86,6	76,9	69,0	84,1
По горизонту в целом	К, мкм2	0,998	0,304	0,060	0,716
	m, %	21,6	18,8	14,9	20,3
	Кн, %	88,2	80,6	70,1	84,6

Рассматривая характер изменения абсолютной проницаемости по разрезу, можно отметить, что достаточно хорошо выявляется закономерность ее увеличения по направлению сверху вниз. Аналогично закономерность просматривается и в изменении нефтенасыщенности пластов-коллекторов.

Наилучшими фильтрационными свойствами среди всех выделенных пластов по подгруппе «высокопродуктивных неглинистых коллекторов» отличаются пласты «бз», «в», «г2+3» (1,0321 - 1,089 мкм²), а самыми низкими -пласт До, где проницаемость практически в два раза ниже проницаемости рассматриваемых пластов. Среди «высокопродуктивных глинистых коллекторов» более высокой проницаемостью обладают пласты «бг», «бз» и «в» (0,322 - 0,391 мкм²). Более низкими значениями пористости характеризуются пласты До и «а» подгруппы «высокопродуктивных песчанистых коллекторов».

Оценивая фильтрационную характеристику групп коллекторов в целом по блокам, можно отметить их достаточную близость (за исключением блока №5).

Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и Д1 приведены в таблице 3.

Таблица №3.