Характер изменения коллекторских свойств
Основным объектом разработки на Абдулловском месторождении является отложения пласта DIV.
Пласт DIV ардатовского горизонта представлен песчаниками серыми, светло-серыми, кварцево-полевошпатовыми, слюдистыми, разнозернистыми. Зерна окатанные и полуокатанные, размером 0,1−0,35 мм, средней степени сортированности. Зерна представлены кварцем, регенерированным, деформированным. Цемент глинистый, порово-контактовый, распределен равномерно. Среднее значение пористости по керну, определенное по 18 скважинам, составляет 0,151. Начальная нефтенасыщенность по 39 определениям составляет 0,81. Интервал изменения проницаемости по керну от 0,001 до 0,409 мкм2 при среднем значении по 58 образцам 0,109 мкм2.
Пласт DIV воробьевского горизонта слагают песчаники серые, кварцевые, разнозернистые, от мелкой до грубой фракции, в подошве — гравелитовые. Содержание гравийных фракций до 20−30%. Зерна окатанные и полуокатанные, слабой степени сортированности. Размеры зерен 0,1−1,2 мм, редко до 2,0 мм. Цемент глинистый, порово-контактовый, распределен равномерно, иногда карбонатный. Среднее по 15 скважинам значение пористости, определенное по керну, составляет 0,155. Начальная нефтенасыщенность по ГИС в среднем, по 42 определениям, составляет 0,77. Проницаемость изменяется в пределах от 0,005 до 0,679 мкм2 и составляет в среднем по 40 образцам из 12 скважин 0,164 мкм2.
Основным объектом разработки на Усень-Ивановском месторождении является отложения пласта тиманского горизонта.
Коллекторы тиманского горизонта представлены неоднородными поровыми кварцевыми песчаниками с глинистым цементом. Коллекторы могут полностью замещаться аргиллитами и алевролитами, пласт по мощности невыдержан.
Коллекторская характеристика пласта изучалась по керну и ГИС. По тиманскому горизонту керн отобран в 7 скважинах. На пористость всего исследовано 75 образцов, на проницаемость 55 образцов, 16 образцов отобраны из неколлектора. По результатам исследований, среднее значение пористости 59 нефтенасыщенных образцов в двух скважинах составило 18%, в интервале 13,0−22,8%. Проницаемость по 55 образцам в среднем составила 0,215 мкм2, в интервале 0,055−0,642 мкм2. По ГИС в 19 скважинах определены пористость и нефтенасыщенность. Пористость изменяется от 12,4 до 21,2% и в среднем по 36 определениям равна 17,5%. Нефтенасыщенность в интервале 70,0−95,0% в среднем составила 87,2%. По гидродинамическим исследованиям, проведенным в 3 скважинах, определена проницаемость, которая в среднем составила 0,353 мкм2 в интервале 0,079−0,826 мкм2. В расчетах пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС соответственно равные 17,0 и 87,0%. Проницаемость для пласта тиманского горизонта принята по керну и равна 0,215 мкм2.
