Продуктивные пласты.

Пласт 1БС-10 Умсейского месторождения стратиграфически приурочен к верхней части мегионской свиты, представляющей переслаивание пачек аргил- литов и песчаников с преобладанием последних. Судя по имеющимся описаниям керна коллекторами в пласте 1БС-10 явля- ются песчаники серые, мелко-среднезернистые, средне-сцементированные, глини- стые, аркозовые по составу. Структура песчаников псамитовая или алевропса-ми- товая. Текстура однородная или ориентированная. Слоистость обусловлена субпа- раллельным расположением обломочного материала, слюды или органических остатков. Обломочный материал отсортирован средне. Преобладающий размер фрак- ции 0, 1 - 0, 2 мм. Среднезернистый песчаный материал достигает 40 - 45 % обло- мочной части, мелкозернистый – 50 %, крупный алевролитовый – 5 - 8 %, мелкий алевролитовый – 7 - 10 %.

Обломочный материал коллекторов состоит из кварца (40 - 45 %), полевого шпата (40 - 50%), слюды (1 - 2 %) и обломков пород (8 - 10 %). Полевые шпаты в значительной степени выветрены, защищены каолинитом и гидрослюдами. Це- мент коллекторов хлорит-гидрослюдистый, иногда хлоритовый от пленочно-по- рового до базального. Эффективная толщина пласта-коллектора варьирует от 15, 2 м (скв. 8; 63) до 1, 6 м (скв. 4); нефтенасыщенная толщина – 11, 0 м (скв. 52), до 1, 6 м (скв. 4). Площадь нефтяной зоны составляет 51, 0 % от общей залежи, объем 49 %. Тип за- лежи – пластовая, литологически экранированная. Пласт характеризуется литоло- гической изменчивостью: эффективная толщина пласта-коллектора изменяется от 1, 4 до 15, 2 м (средняя – 7, 4 м), эффективная толщина от 1, 6 до 11, 3 м (средняя – 6, 9 м). Песчанистость изменяется от 1 до 5 (средняя – 2, 5). Карбонатность варьи- руется от 1 до 9 % (данные керна). Пористость коллекторов по керну изменяется в зависимости от литологи- ческого состава в диапазоне 14 - 18 %, среднее значение 16 %. Диапазон измене- ния проницаемости образцов керна – (0, 1 - 9) ∙ 10 мкм2, среднее – 4∙ 10 мкм2. Характерной особенностью разреза пласта является наличие карбонатных прослоев. Глинистый цемент пород-коллекторов представлен каолинитом, хлори- том, гидрослюдами и смешанослойными минералами. При анализе связи коллек- торских свойств с составом цемента, проведенном Соничем В.П., отмечено, что замещение каолинита хлоритом в составе цемента при неизменном количестве глинистого материала приводит к существенному снижению проницаемости по- род-коллекторов и к увеличению остаточной нефтенасыщенности. В связи с особенностями геолого-физической характеристики пласта 1БС-10 при первичном вскрытии необходимо исключить попадание в продуктивный пласт пресного, щелочного фильтрата бурового раствора, вызывающего набуха- ние глинистого цемента, что приводит к уменьшению добывных возможностей скважин и низкой приемистости нагнетательных. Лучшим вариантом в тех сква- жинах, где это позволяет толщина пласта и особенности геологического разреза, вскрытие продуктивного горизонта следует проводить «открытым забоем», с по- следующем спуском и цементированием колонны на нефтеэмульсионном растворе