Коллекторские свойства нефтеносных пластов

Среднее значение пластовой температуры tпл. вычисляются по данным о замерах в скважине, и также приводятся к уровню центра тяжести залежей.

В соответствии с изложенным, формулы для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным методом  имеют следующий вид:

Часть балансовых запасов нефти, которая может  быть извлечена из недр, - извлекаемые  запасы - определяется с помощью  коэффициента извлечения k извл.н.:

Объемный метод  можно считать практически универсальным  для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени  изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основными  проблемами объемного метода заключаются  в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном  определении параметров, характеризующих  объем пустотного пространства, насыщенного  нефтью или свободного газа.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщенности пустого пространства и его изменчивости по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т.п. по существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежей идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статичных моделей постоянно совершенствуются , а иногда и в корне меняются.

Совершенствование статичных моделей происходит в  результате, как увеличения объема наблюдений, так и привлечения  новых методов исследования и  рационального комплексирования их с другими применительно к  условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем  ниже стадия изученности залежей  или проще строение, тем проще  модель и применяемый вариант  объемного метода. С повышением степени  изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объема пород - коллекторов, объема пустотного пространства насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежей в целом и т.п.

К какому типу залежей  относят нефтеносные (газосодержащие) пласты на рассматриваемом месторождении.

Месторождения нефти и газа Васюганской области  приурочены к пологим ненарушенным брахиантиклиналиям. В их пределах известны залежи нефти и газа разных типов. Залежи, связанные с проникаемыми горизонтами юрских пород (Ю1 и Ю2), являясь метолого-стратиграфически экранированными, а в случае сообщаемости между собой массивно-пластовыми. Не выдержанные по площади песчанники валанжина обусловливают развитие пластовых, метологически экранированных залежей. Четкой дифференциации нефтеносных и газоносных земель не наблюдается. Все нефтяные месторождения невелики по запасам, газоконденсатные месторождения более значительны. Наиболее характерными месторождениями являются Мыльджинское и Лугинецкое.

На Мыльджинском месторождении установлен значительный стратиграфический интервал газоносности. Залежи газа пластово-сводные и пластовые, литологически ограниченные установлены в горизонтах Ю1 и Ю2, БВ12, БВ16 и БВ10. Они выявлены в интервале глубин 2090 - 2434 м. Коллекторами являются пласты песчаников и алевролитов.

Лугинецкое газоконденсатное месторождение представляет собой изометрическую антиклинальную раскладку размерами 30х24 км, амплитудой 160 м. Продуктивные горизонты Ю1 и Ю2 залегают на глубинах 2270 - 2340 м. Залежи пластовые с литологическим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелкозернистых песчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км. Залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой.