Составил В.Г. Каналин 7 страница

Рис. 54. Геологический разрез продуктивных отложений терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения.

Известняк: 1 – нефтеносный, 2 – водоносный; песчаник: 3 – газоносный, 4 – нефтеносный, 5 – водоносный; 6 – глины.

 

В процессе дальнейшего изучения месторождения была установлена промышленная нефтеносность башкирско-намюрских и турнейских отложений (рис.54). Башкирско-намюрские продуктивные отложения представлены светлыми и коричневато-серыми известняками, окремнелыми, с редкими прослоями доломитов известковых конгломерато-брекчий. В башкирских отложениях выделяется пласт VI, в намюрских — VII. В пределах Яринской площади прослеживаются оба пласта, которые четко разделяют­ся карбонатно-глинистым пластом. Обе залежи пластового, сводового типа с общим ВНК. В сводовой части Каменноложской площади за счет отсутствия плотного раздела оба пласта сливаются, образуя массивную залежь. Ввиду этого на площади всего месторождения установлен единый ВНК на отметке —1148 м. Этаж нефтеносности 60—65м.

В наиболее приподнятых участках структуры в пласте VI ус­тановлена газовая шапка. Пласт отличается значительной неодно­родностью, здесь зафиксировано от 10 до 14 проницаемых про­пластков, пористость (по керну) изменяется от 1 до 28%. Прони­цаемость колеблется от 0,0001 до 0,7 мкм², среднее значение — 0,087 мкм². Мощность пласта 24 м.

Пласт VII также неоднороден, здесь прослеживается от 1 до 28 проницаемых пропластков. Пористость (по керну) изменяется от 4,9 до 13,3%, проницаемость от 0,0001 до 0,053 мкм², среднее значение — 0,02 мкм². Мощность пласта 22 м.

Глубина залегания пластов 1380—1420м. При их испытании получены дебиты нефти, которые изменяются от 6 до 85т/сут. Пластовое давление —13,7 МПа, давление насыщения —13,2 МПа. Газонасыщенность при контактном дегазировании составляет 123м³/т. На основании этих данных в залежи установлен режим растворенного газа. Нефти описываемой залежи метановые, довольно легкие, плотность в пластовых условиях изменяется от 0,764 до 0,778 г/см³, средняя —0,769 г/см³, средняя плотность нефти в поверхностных условиях равна 0,829 г/см³.

Анализ всех геолого-промысловых материалов по пластам VI и VII позволил объединить их для совместной эксплуатации. Анализ состояния разработки данного объекта эксплуатации подтвердил правильность его выделения.

Турнейские отложения нефтеносны в самой верхней наиболее приподнятой части структуры. Они представлены известняками и доломитами. За счет регионального размыва здесь образовались коллекторы палеокарстового типа. В карбонатных турнейских породах выявлена залежь нефти массивного типа, высотой 50 м. Раздел нефть — вода зафиксирован на отметке —1440 м. Коллекторские свойства известняков и доломитов колеблются в значительных пределах как по разрезу, так и по площади, причем пористость изменяется от 3,8 до 15,4%, а проницаемость — от 0,00001 до 0,12—0,14 мкм². Начальное пластовое давление равно 17,5 МПа, давление насыщения 15,5 МПа. Нефть легкая, сернистая, парафинистая, плотность ее изменяется от 0,817 до 0,833 г/см³ при среднем значении 0,830 г/см³, содержание серы достигает 0,65%, газонасыщенность равна 165 м³/т. Нефти описываемой залежи по своим товарным свойствам сходны с нефтями башкирско-намюрской залежи.

В процессе проектирования разработки этой залежи на основе учета геолого-промысловой информации было предложено выде­лить ее в самостоятельный объект эксплуатации. При разработке вышележащего эксплуатационного объекта (терригенная толща нижнего карбона) во многих добывающих скважинах были приобщены и турнейские отложения. На основании анализа состояния разработки таких объектов был сделан вывод о недопустимости объединения для совместной эксплуатации терригенных и карбонатных пластов.

Таким образом, при проектировании разработки залежей про­дуктивных пластов в разрезе Ярино-Каменноложского нефтяного месторождения и, в частности, при выделении эксплуатационных объектов принималась во внимание в первую очередь, вся имеющаяся геолого-промысловая информация. На месторождениях этого типа учитывались литологические и коллекторские свойства пла­стов, производительность скважин, физико-химические свойства нефти, режимы залежей, гидродинамическая связь пластов, в меньшей степени — соотношения запасов нефти и расстояние между пластами.

Следовательно, получение геолого-промысловой информации на стадии проектирования разработки осуществлялось прямыми, гео­физическими, гидродинамическими, геолого-промысловыми метода­ми. На основе качественной и количественной интерпретации по­лученных материалов было решено выделить в разрезе Ярино-Каменноложского месторождения три эксплуатационных объекта. Расстояние между I и II объектами достигает 250—280 м, а меж­ду II и III — всего несколько метров. Анализ состояния разработ­ки выделенных объектов эксплуатации показал, что их выделение сделано в основном правильно. Кроме того, при решении вопроса о совместной разработке пластов (эффективная толщина 45— 52 м) необходимо в обязательном порядке предусматривать раз­дельную закачку воды в каждый пласт.

23.3 Учет и интерпретация геолого-промысловой информации, получаемой в процессе разработки

В процессе разбуривания основного эксплуатационного объек­та — залежи терригенной толщи нижнего карбона — добывающи­ми и нагнетательными скважинами и в процессе его разработки была получена дополнительная геолого-промысловая информация. В частности, кроме трех продуктивных пластов Б₁, Б₂, Б₃ были выделены еще два — Б₀ и Б₄. Пласты Б₀, Б₁ — тульского, Б₂, Б₃ — бобриковского, Б₄ — малиновского возраста. Отмеченные пласты вы­делены В.Г. Каналиным в 1966, 1973 гг. на основе детального сопоставления разрезов всех добывающих и нагнетательных сква­жин. Были получены данные о значительной фациальной изменчи­вости пластов, о слиянии их на отдельных участках площади, а также о фильтрационных характеристиках, степени их выработ­ки как по площади, так и по разрезу.

Перечисленная выше геолого-промысловая информация была получена геофизическими, гидродинамическими методами иссле­дования скважин, в процессе изучения их с помощью дебитомеров и расходомеров, на основе анализа эксплуатации добываю­щих и нагнетательных скважин. В результате комплексного обобщения этой информации с использованием геолого-промысловых методов, количественной обработки и графических методов было получено представление о модели залежи, закономерностях се выработки, максимальной нефтеотдаче.

Петрографические исследования продуктивных пластов пока­зали, что песчаники яснополянской терригенной толщи желтовато-серые или коричневато-серые, кварцевые, средне- и мелкозернис­тые. Последние разности слабоглинистые, хорошо отсортированы, коэффициент неоднородности не превосходит 1,4. Цемент песчани­ков глинистый, его содержание по данным механического анализа не превышает 2%. Пористость песчаников колеблется в пределах 20 - 23%, проницаемость 0,420—2,250 мкм² (по керну). Средне-зернистые песчаники светло-серые, кварцевые, сильно известковистые, относительно слабо сцементированные. Форма зерен округлая и округло-угловатая, но они слабо отсортированы: коэффи­циент неоднородности 3,0—8,0. Цемент глинистый, содержание его не превышает 10%. Коллекторские свойства среднезернистых песчаников хуже, чем у мелкозернистых, их пористость не превышает 17%, а проницаемость — 0,3 мкм². Текстурной особенностью среднезернистых песчаников является косая слоистость, которая указывает на то, что эти песчаники отлагались в менее стабильных условиях, чем мелкозернистые.

Другая группа пород (песчаники глинистые и алевролиты) рас­пространена на Ярино-Каменноложской площади довольно широко. Обычно они залегают в кровле песчаного пласта, являясь пе­реходом между глинистой и песчаной пачками. Породы серые и темно-серые, мелко- и крупнозернистые, довольно крепко сцемен­тированные. Пористость не превышает 10%, мощность варьирует в значительных пределах от нескольких сантиметров до 4 м. Час­то алевролиты насыщены нефтью. При значительных депрессиях из них может быть получен приток нефти. Так, из этих пород в скв. 12-Я был получен приток нефти и воды 3—4 т/сут через шту­цер 4 мм.

Третья группа пород (глинистая) сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, углистыми, которым зачастую подчинены прослои алевролитов светло-серых, песчанистых, а иногда и песча­ников, В нижней части терригенной толщи встречены прослои угля мощностью от 0,8 до 1,5 м.

В яснополянской терригенной толще наблюдается интенсивная фациальная изменчивость: замещение песчаников алевролитами и аргиллитами, и наоборот. В качестве характерного примера мож­но привести сопоставление разрезов скв. 135-Я и 14-Я, из кото­рого видно, что песчаник в скв. 135-Я (интервал 1716—1725м) замещается алевролитами и аргиллитами в скв. 14-Я. Это сопо­ставление основано на прослеживании местных (групповых) репе­ров. Другим примером может служить замещение мощной песча­ной пачки скв. 67-Я (1758—1761 м) аргиллитами в соседних скв. 31, 1, 125-Я (1711, 5—1720, 5; 1686—1699, 5; 1714,4—1734 м). В раз­резе скв. 40-Я мощная глинистая пачка, наблюдаемая на глубине 1736,5—1752 м, замещается песчаниками в скв. 39-Я частично, а в скв. 70-Я — полностью (1730—1749 м). На Каменноложской площади интервал 1634—1664,4 м (скв. 21-К) представлен чистыми песчаниками, а в соседних скв. 1 (Шалашна) и 8-К появля­ется несколько глинистых пропластков.

 

 

Рис.55. Сопоставление разрезов скважин терригенной толщи нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения:

1 – известняки; 2 – алевролиты; 3 – песчаники; 4 - глины

 

В скв. 1-К интервал 1616— 1634 м почти полностью сложен глинистыми породами, которые в соседней скв. 2-К (1644—1622 м) замещаются песчаником. Фа­циальная изменчивость яснополянской терригенной толщи затруд­няет корреляцию разрезов скважин. Выделение основного (туль­ского) репера и групповых реперов внутри терригенной толщи все же дает возможность сопоставить разрезы скважин (рис. 55).

Основному каротажному реперу соответствует пласт серого, темно-серого или коричневато-серого алевритистого и песчанистого известняка, мощность которого выдерживается но всей и площади месторождения (5 - 6м). Под тульскими известняками прослеживается пачка глинистых пород, являющаяся покрышкой для нефтяной залежи. Мощность пачки довольно выдержана и составляет 5-6 м; в крыльевых скважинах она увеличивается до 8—10м. Под глинистой пачкой выделяется песчаная пачка — пласт Б₁. Эти песчаники наиболее неоднородны и не выдержаны как по разрезу, так и по площади. Увеличение глинистости отмечено в прогибах между Северо-Яринской и Яринской площадями и в районе скв. 42, 16, 17, 76, 44, 71-Я и 12-Я, где песчаники частично или даже полностью замещаются глинистыми породами. На Каменноложской площади наибольшая глинистость пород характерна для сводовых и присводовых скв. 1, 4, 8, 22- К, 283, 274, 276. На восточном крыле (восточнее скв. 1,5-К, 283) и на южной переклинали складки (скв. 19, 21, 17-К) пласт снова сложен песчаниками.

Почти полное замещение песчаников пласта Б₁ глинистыми породами наблюдается в некоторых крыльевых скважинах Яринской (скв. 14, 128, 10, 22, 123-Я) и Каменноложской площадей (скв. 7, 15, 16, 31 - К). Частичное замещение верхней части песчаной пачки отмечается во всех крыльевых скважинах обеих площадей. На каротажных диаграммах большинства скважин можно выделить два местных репера. Первый из них залегает в кровле песчаников характеризуется минимумом КС; второй максимумом КС и выделяет подошву песчаников.

Ниже первой песчаной пачки залегает глинистая пачка, очень сильно изменяющаяся по мощности. Наиболее развита она в районе скв. 124, 45, 75, 74, 69, 681, 125-Я. В плане зона развития глинистой пачки вытянута с северо-запада на юго-восток. Глинистая пачка развита не на всей площади; во многих скважинах на уровне залегания ее наблюдаются песчаники, ничем не отделенные от вышележащей песчаной пачки (рис. 56).

По подошве рассматриваемых глин проходит условия гранита тульского и бобриковского горизонтов. В других районах Волго-Уральской провинции эта граница проводится обычно по подошве песчаников.

Залегающие ниже бобриковского отложения представлены в основном песчаниками с подчиненными глинистыми пластами (до 9 пластов). Наибольшее число глинистых прослоев отмечено в северной части площади (в профиле скв. 137 и 12-Я): южнее роль глин уменьшается, а затем снова возрастает в райцоне скв. 45, 75, 99, 78, 88, 31, 61, 1, 125, 96-Я и особенно вблизи скв. 45, 75, 46-Я, где песчаная фация замещается глинистой.

Они сливаются здесь с описанной глинистой пачкой нижней части тульского горизонта. Южнее мощность глин сокращается, но в районе скв. 32, 37, 39-Я снова увеличивается. Южнее на Каменоложской площади глинистость уменьшается. Здесь нередко от подошвы верхней тульской глинистой пачки песчаники представлены монолитным пластом, содержащие лишь тонкие прослои глин.

Только в южной части площади глинистый пласт появляется вновь и достигает в скв. 8-К мощности 2 м, а в скв. 4-К - 8 м; в скв. 31-К можно наблюдать уже несколько глинистых прослоев.

 

Бобриковские песчаники более однородны, чем вышележащие. В верхней части пачки обычно залегают мелкозернистые породы, ниже сменяющиеся среднезернистыми, а в подошве снова залегают мелкозернистые песчаники, часто черные. В этой пачке песча­ников можно выделить два местных репера, имеющих повышенное КС. Первый залегает в кровле песчаников, а второй - в средней их части. Описываемые песчаники относят к пластам Б₂и Б₃. Подчиненные им глинистые прослои считаются граничными между этими пластами.

Пласт Б₁ в тех частях Ярино-Каменноложского месторождения, где подстилающая его глинистая пачка замещается песчаниками, сливается с пластами Б₂+Б₃, образуя мощную песчаную толщу (скв. 50, 2, 84, 82, 49, 79-Я, 303, 302, 305 и др.). Зоны слияния песчаников образуют восемь полос: одна находится на Яринской площади и проходит через скв. 50, 82, 2, 84, 49, 79, 60, 61, 30-Я, другая - на Каменноложской площади.

Направление песчаных полос, в которых сливаются пласты: Б₁+Б₂+Б₃, - северо-западное. Эти полосы (или рукава), вероятно, образованы русловыми потоками, которые размывали ранее отложившиеся осадки, в том числе и глинистую перемычку между пластами Б₁ и Б₂, а затем заполнили выработанные долины. Например, можно видеть, как глинистый прослой, наблюдаемый в разрезах скв. 89-Я (интервал 1680-1684 м) и 11-Я (интервал 1644-1648 м), исчезает в разрезе скв. 90-Я. При корреляции разрезов скважин вдоль этих полос четко выделяются глинистые прослои между пластами Б₁ Б₂, Б₃. Существование полос, в которых пласты Б₁ и Б₂ сливаются, указывает на условность выделения отдельных песчаных пластов. В действительности между пластами Б₁ и Б₂ существует гидродинамическая связь. Эти соотношения необходимо учитывать при разработке нефтяного месторождения.

Между песчаниками пласта Б₃ и турнейскими известняками залегает глинистая пачка, сложенная аргиллитами и алевролитами. Мощность пачки колеблется от 5 до 20 м. Пачка достигает максимальной мощности там, где происходит замещение нижней части песчаников Б₃ глинистыми породами. Глинистую пачку относят к малиновскому горизонту; возможно, однако, что к этому горизонту следует относить лишь нижнюю ее часть (5-6 м), а верхнюю - к бобрнковскому горизонту.

В нижней глинистой пачке выделяется еще одни песчаный пласт Б₄. Он всюду охарактеризован высокими значениями КС и минимальными ПС. По данным каротажа этот пласт иногда почти не отличим от подстилающих его известняков. Опробован он только в одной скв. 6-Я. Качество нефти и пластовое давление резко отличается от аналогичных параметров в вышележащих пластах. Песчаник, поднятый из скв. 6-Я, видимо, относится к песчаному прослою, залегающему на размытой поверхности турнейских известняков. В других скважинах пласт сложен песчаниками и алевролитами.

Турнейские известняки, залегающие под терригенной толщей, представлены породами серыми и темно-серыми, в которых нет плоско-параллельных слоев. Весьма вероятно, что известняки входят в состав рифового массива.

Для всей терригенной толщи характерно увеличение ее мощности в скважинах, расположенных на склонах поднятия. Так в скв. 5-Я, 325 мощность терригенных отложений возрастает, в них появляется много новых прослоев.

В процессе детальной корреляции были выявлены пласты с аномально высоким сопротивлением (АВС). В процессе подсчета запасов и проектирования разработки было высказано мнение, что аномальное сопротивление 400 Ом*м обусловлено наличием карбонатного цемента, в связи с чем они были полностью исключены из расчетов эффективной толщины. Дальнейшее изучение Н.Г. Балашевой и др. природы пластов с АВС показало, что таким сопротивлением обладает три группы пород.

Первая группа пород представлена песчаниками с небольшим количеством карбонатного материала. АВС этих пластов обусловлено разрывом сплошности пленки связанной воды ввиду высокой их нефтенасыщенности. Отмеченные пласты характеризуются аномально высоким приращением на микрозондах и низким разностным параметром ∆l_nj = 0.2-0.3. Коэффициент нефтенасыщенности этих пород во многих случаях достигает 0,90-0,92. Отмеченная группа пород занимает около 20% объема пород-коллекторов терригенной толщи нижнего карбона.

Вторая группа пород установлена в пределах внутреннего контура нефтеносности. АВС этих пластов связано с их низкой нефтенаыщенностью, что обусловлено низкой вязкостью пластовой нефти. На коротажных диаграммах эти породы-коллекторы отмечаются высокими показателями на кривых микрозондов и высокими значениями разностного параметра ∆I_nj.

Третья группа пород – это пласты – коллектора, содержащие окисленную нефть. АВС их обусловлено гидрофобизацией поверхности поровых каналов. Такие породы зафиксированы как в зоне ВНК, так и в средней части продуктивной толщи. Эти породы характеризуются высокими значениями на диаграммах микрозондов и высоким водородосодержанием (∆I_nj = 0,2-0,3).

Таким образом в процессе детальной корреляции была установлена значительная неоднородность продуктивных пластов по площади и разрезу Ярино-Каменоложского месторождения, выделены пласты с АВС. На восьми участках площади залежи установлены зоны слияния продуктивных пластов (гидродинамические окна). На формирование терригенной толщи нижнего карбона в значительной степени влиял палеорельеф размытых турнейских известняков. В разрезе изучаемой терригенной толщи нижнего карбона установлено пять продуктивных пластов: Б₀, Б₁, Б₂, Б₃, Б₄. Геологическая характеристика платов приведена в табл. 44.

Пласт Б₀ выделяется в верхней части терригенной толщи, он сложен алевролитами и глинистыми песчаниками, которые обычно залегают линзообразно. Мощность пласта от 0 до 4 м. Ввиду незначительной мощности и низких коллекторских свойств при разработке существенного значения не имеет. При значительном снижении забойного давления из него могут быть получены притоки нефти.

Пласт Б₁ не выдержан как по распространению в пределах площади, так и по составу пород. В нем выделяются две пачки, которые разделяются или аргиллитовым прослоем, или плотными песчаниками с карбонатным цементом. Разделение на пачки хорошо прослеживается на обоих крыльях поднятия, а в своде они обычно сливаются. За подошву пласта Б₁ иногда ошибочно принимают подошву верхней его пачки, в то время как ее следует установить в кровле глинистого раздела между пластами Б₁ и Б₂.

Полное или почти полное замещение пласта Б₁ глинистыми породами отмечено в северной части Яринской площади, почти по всему западному крылу поднятия (скв. 204, 217) и частично в сводовой части Каменноложской площади (скв. 1, 285, 274). Наименьшая мощность пласта отмечена в северной площади Яринской площади (0 – 5 м), а максимальная (20 – 26 м) – в сводовой части поднятия (скв. 31, 29, 302).

Пласт Б₂ наиболее выдержан как по мощности, так и по литологическому составу. В отличие от пласта Б₁ песчаники и алевролиты пласта Б₂ лишь частично замещаются глинистыми породами (скв. 88, 31, 99, 22-К, 297). Подошва пласта Б₂ совпадает с кровлей глинистого прослоя между пластами Б₂ и Б₃, который на большей части площади отсутствует: тогда пласт условно выделяется путем прослеживания групповых каротажных реперов. Для целей разработки эти два песчаных пласта необходимо рассматривать как единый эксплуатационный комплекс (Б₂+Б₃). В наиболее возвышенных частях поднятия мощность пластанесколько сокращается (скв. 25-Я, 109, 105), а максимума достигает в крыльевых скважинах. Изменение мощности пласта зависит от палеорельефа турнейских известняков, она колеблется от 15 до 20 м.

Пласт Б₃ отличается интенсивной фациальной изменчивостью и особенно значительным изменением мощности. В отличие от распространенных представлений, автор работы считает, что колебание мощности пласта целиком зависит от палеорельефа турнейских известняков: мощность уменьшается или пласт полностью отсутствует на возвышенностях этого рельефа. Полное отсутствие пласта отмечается в наиболее возвышенных участках структуры (скв. 139, 140, 25, 6, 40, 90,11, 93). Наибольшая мощность зонального интервала Б₃ отмечается в скв. 324, 278; это вызвано значительным размывом турнейских известняков на данных участках. Мощность пласта Б₃ изменяется от 0 до 27 м. Суммарная мощность пластов Б₂ и Б₃ колеблется в пределах 25 - 47 м. Это наиболее важный комплекс при разработке залежи.

Пласт Б₄ представлен алевролитами и реже песчаниками, для него характерна резкая фациальная изменчивость Пласт Б₄ распространен зонально: две зоны отмечены на Яринской и две — на Каменноложской площадях. Местами этому пласту соответствуют отдельные песчано-алевролитовые линзы. Мощность пласта 0 -9 м.

Формирование терригенной толщи связано с развитием регрессии в малиновское и бобриковское время, тульское время характеризуется развитием трансгрессии. Снос обломочного материала производился с северо-запада (по данным Т. А. Смирнова) крупной рекой с огромной палеодельтой.

 

 

 

Таблица 44

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Ярино-Каменноложского нефтяного месторождения

Параметры	Башкирско-намюрская залежь	Залежи продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона	Турнейская залежь плата Т1
Пласт VI	Пласт VII	В целом по залежи	Б0	Б1	Б2	Б3	В целом по толще
Глубина залегания, м Тип коллектора Общая толщина, м Эффективная толщина, м ГНК, м ВНК, м Пористость по керну, % Проницаемость по керну, мкм2 Плотность нефти в пл. условиях, г/см3 Вязкость нефти в пл. условиях, мПа*с Газовый фактор, м3/т	8-18 1-28 0,0001-0,7 0,764-0,778 1,12	1400-1420   10-50 4,9-13,3 0,0001-0,053 0,764-0,778 1,12	1380-1420   10-18 - 9,0 - 0,769 1,12	0,4 0-2,5 - 1426-1429 4,3-9,16 0,001-0,050 - - -	2,5-18 2-15 1426-1429 2,5-22,5 0,0001-0,0287 0,753 0,90	4-57 3-40 - 1126-1429 2,2-23,5 0,0001-0,0237 0,753 0,90	0,9 0-6 - 1429-1433 14-16 3,060 - - -	1630-1700   50-85 45-52 1426-1429 0,200-0,348 0,753 0,90	1700-1760   35-40 15,6 - 3,8-15,4 0,07 0,743 0,99

В пластах Б₁, Б₂ и Б₃ выявлен единый ВНК, зеркало его наклонно. На Яринской площади контакт принят на отметке -1426 м, а на Каменноложской — на отметке - 1429 м; в крыльевых скважинах контакт зафиксирован несколько ниже, чем в сводовых. В пласте Б₄ ВНК установлен нами немного ниже (-1429÷-1433 м). В результате наличия плотных прослоев и значительной неоднородности пород-коллекторов ВНК в пласте Б₁ находится на самой низкой отметке (-1429÷ - 1431 м); в пластах Б₂+Б₃ несколько выше, на отметке - 1423 м. В результате ВНК имеет «горбообразную» форму. Это подтверждают данные испытания некоторых скважин, например скв. 2-К, где получен приток пластовой воды на довольно высокой отметке - 1419 м. Залежи пластов Б₁ и Б₂ + Б₃ — пластовые сводовые, а пластов Б₃ и Б₄ — литологически экранированные.

Анализ фильтрационно-емкостных характеристик пластов позволяет сделать вывод о недостаточной охарактеризованности залежи такими параметрами, как пористость и проницаемость, которые определяются по лабораторным анализам керна. В связи с чтим для оценки фильтрационных параметров каждого пласта и в целом залежи были привлечены многочисленные и планомерные гидродинамические исследования. Исследования проводились при установившихся и неустановившихся (снятие кривых восстановления давления и проведение гидропрослушиваний) отборах.

Индикаторные кривые, получаемые в результате исследований при установившихся отборах, подразделяются по форме на: а) прямолинейные, б) выпуклые к оси дебитов; в) вогнутые к оси, дебитов. Прямолинейная кривая отражает линейный приток жидкости в скважину, выпуклая характеризует газовый режим. В условиях Ярино-Каменноложского месторождения многие скважины эксплуатируются при давлении ниже давления насыщения. Обработку материалов, полученных при исследовании таких скважин, следует вести с использованием функции ∆Н, учитывающей изменения фазовой проницаемости жидкости с изменением давления. В этом случае индикаторная диаграмма строится в координатах ∆Н и q(q— дебит в т/сут). Введение функции ∆Н значительна спрямляет индикаторную кривую. Значения k_пр и ε получаются гораздо выше, чем при расчете этих же параметров при условии, движения однофазного потока.

Характер кривых, вогнутых к оси дебитов, объясняется разными исследователями по-разному, но большинство считают, что они образуются вследствие наличия в пласте нескольких пропластков, вступающих в работу при разных депрессиях. Некоторую роль, видимо, играет здесь и большая скорость фильтрации. Мелкие частицы пороли могут выноситься из пористых каналов, что вызывает увеличение пористости и проницаемости. Нами были проведены расчёты параметров k_пр и ε при условии движения по пластуоднофазного и двухфазного потоков. Наиболее низкая проницаемость пласта Б₁ характерна для северной части Яринской площади. Гидропроводность пласта Б₁ изменяется от 20 до 200 -300 (мкм²*см)/(мПа*с); наилучшая гидропроводность отмечена районе скв. 2, 6, 19, 305, 324, 19-К. Значения проницаемость (k_пр) для пластов Б₂+Б₃ от 0,07 до 0,5 мхм². Можно отметить следующую закономерность: проницаемость пород увеличивается в южном направлении и максимум ее отмечается в средней части Каменноложской площади. Гидропроводность пластов Б₂+Б₃ от 80 - 100 до 400 - 700 (мкм^2*см/(мПа*с). Наибольшая гидропроводность отмечена и средней и южной частях Каменноложской площади.

Обработка кривых восстановления давления велась с учетом и без учета притока. Исследования, проведенные А А. Литвиновым, А. Ф. Блиновым в 1964 г., а также II. Ф. Рахимкуловым в 1965 г. показали, что параметры пласта, рассчитанные с учетом и без учета притока, в основном совпадают. Поэтому обработку кривых восстановления давления можно вести без учета притока по опубликованным формулам.

Кривые восстановления давления по форме делятся нами на три группы. Первая группа - «нормальные» кривые, на которых выделяются два участка: криволинейный и прямолинейный (Р_заб ≥ Р_нас). Вторая группа - кривые с тремя участками (Р_заб < Р_нас). Параметры пласта, определяемые по среднему (фиксированному) участку завышены по сравнению с их величинами, полученными по конечному участку, соответствующему однофазной жидкости (см. рис. 1). Этим вносилась значительная погрешность в расчете гидропроводности. Методика обработки кривых второй группы предложена Ф. Я. 3азовским в 1964 г. Третью группу составляют «горбообразные» кривые, характеризующие газовый режим. Обработка таких кривых должна проводиться с учетом притока по их начальному участку.

Значения параметров пласта, полученные при расчете по кривым восстановления давления, значительно превышают значения параметров пласта, вычисленные по индикаторным кривым. Это объясняется тем, что параметры, вычисленные по индикаторным кривым, характеризуют призабойную зону скважин и зависят от учета коэффициента несовершенства скважин, от выбора радиуса контура питания, приведенного радиуса скважин и других величин. При обработке кривых восстановления давления эти факторы не влияют на определение параметров удаленной части пласта.