Обоснованные представления об особенностях геологического строения ачимовской толщи начали складываться с появлением основополагающих работ А.Л.Наумова (1977 г.), в которых он предлагал рассматривать эти слои как фондоформные отложения, синхронные какому-либо из песчаных пластов ундоформы. Отсюда следует, что ачимовские образования представляют собой песчано-алевролитовые конуса выноса, консолидировавшиеся в относительно глубоководной части палеоморя [1].
Такая особенность транспортировки терригенной компоненты послужила причиной резкой геологической неоднородности ачимовской толщи, а также обусловила плохую отсортированность материала и существенную изменчивость петрофизических характеристик слагающих ее слоев [2]. Анализ результатов изучения кернового материала (шлифы, ФЕС, РСА), ГИС, результатов испытания и эксплуатации скважин в площади рассматриваемых участков свидетельствует о том, что в целом отмечается тенденция ухудшения коллекторских свойств в направлении от Тевлинско-Русскинского участка к удаленным краевым частям площади этих месторождений (Северо-Кочевское месторождение и удаленная западная часть Северо-Конитлорского месторождения). В пределах выделенных песчаных линз в значительной степени преобладают коллектора 6 класса проницаемости (менее 1мД), незначительную долю объема занимают проницаемые включения 4 и 5 класса проницаемости. Гистограммы распределения Кпр и Кво приведены на рисунках (рисунки 1-3). Эти коллектора характеризуются высоким содержанием связанной воды (55,1-90,7 %). Низкие коллекторские свойства и высокая водоудерживающая способность отмечаются не только в алевролитах с высоким содержанием глинистого цементирующего материала, но и в мелкозернистых песчаниках с относительно небольшим содержанием цемента (3-10 %). Это обусловлено составом цементирующего материала, который представлен преимущественно хлоритом. Хлорит в отличие от каолинита имеет щеточную структуру, что способствует удержанию воды в связанном состоянии и существенно снижает проницаемость.
Значительная доля таких песчаников имеет значение проницаемости соответствующее границе «коллектор-неколлектор» либо относится к неколлекторам. Ачимовские коллектора Кочевского месторождения в целом характеризуются несколько более благоприятными характеристиками по сравнению с соответствующими отложениями Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений [3].
Рисунок 1 - Графики распределения коэффициентов проницаемости, водоудерживающей способности пород-коллекторов по керну. Кочевское месторождение
Рисунок 2 - Графики распределения коэффициентов проницаемости, водоудерживающей способности пород-коллекторов по керну. Северо-Конитлорское месторождение
Рисунок 3 - Графики распределения коэффициентов проницаемости, водоудерживающей способности пород-коллекторов по керну. Северо-Кочевское месторождение
При этом отмечается тенденция снижения ФЕС с глубиной по разрезу, более молодые вышележащие пласты имеют несколько лучшие свойства. Так по пласту Ач8 коллектора 5 класса с проницаемстью 1-10 мД занимают 26,6 % , коолектора с проницаемостью 0,3–1 мД – 26,7 %, с проницаемостью менее 0,3 мД – 46,7 %, 42,9 % порового объема имеют остаточную водонасыщенность более 0,7. По пласту Ач9 доля коллекторов 5 класса составляет 23,7 %, по пласту Ач10 - 18,1 % (диапазон проницаемостей 1-3 мД), по пласту Ач11 - коллектора 4 и 5 класса проницаемости отсутствуют, коллектора 6 класса с проницаемостью 0,3-1 мД составляют лишь 25 % порового объема, 75 % занимают породы с проницаемостью менее 0,3 мД. Соответственно по пласту Ач9 55,8 % объема пласта имеет остаточную водонасыщенность более 60 %, по пластуАч10 – 81,8 % порового объема, а по пласту Ач11 весь объем коолектора характеризуется содержанием остаточной воды более 60 %. Приведенные данные свидетельствуют о том, что принятая в подсчете запасов начальная нефтенасыщенность по этим отложениям оценивается несколько завышенной и соответствует образцам керна с наиболее высокими ФЕС [4, 5].
Еще более неблагоприятное распределение ФЕС по соответствующим отложениям Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений (за исключением локальной залежи в районе скв. № 309Р). Здесь лишь единичные образцы крена относятся к коллекторам 4 и 5 классов (преимущественно 5 класса), а подавляющая доля объема пород имеет проницаемость менее 1 мД. Средняя водоудерживающая способность по образцам Северо-Конитлорского месторождения составляет 67,6 %, по образцам Северо-Кочевского месторождения – 71,4 %. Приведенные данные свидетельствуют о том, что даже в случае предельного нефтенасыщения среднее значение начальной нефтенасыщенности по этим отложениям близко к остаточной.
Механизм вытеснения в таких коллекторах имеет ряд особенностей. Фронтальное вытеснение происходит лишь в коллекторах 4 и частично 5 класса (при высоких градиентах давления). В коллекторах с проницаемостью менее 4 мД при любых, даже самых максимальных градиентах давления фронтального вытеснения не происходит. Вытеснение в таких условиях осуществляется за счет режима капиллярной пропитки, когда вода в мелких порах увеличивая свою толщину на стенках поры постепенно выталкивает нефть из мелких пор в более крупные.
Незначительная часть пород пласта с относительно повышенными ФЕС случайным образом распределена среди пород характеризующихся пограничным (коллектор-неколлектор) значением ФЕС. Структура порового пространства представляет собой очень сложную систему извилистых каналов, с множеством тупиков, капиллярных экранов, полностью изолированных мелких линз коллектора. По ряду интервалов и пластов, входящих в продуктивный комплекс, нефтенасыщенность не подтверждена испытаниями. В результате производства большеобъемных ГРП мелкозернистый песчаник, относящийся к неколлекторам, приобретает свойства коллектора. Подвижными становятся те флюиды, которые в нем содержатся, т.е. пластовая вода.
Это подтверждается результатами опытно-промышленной эксплуатации скважин. На объекте Ач Кочевского месторождения все находящиеся в эксплуатации разведочные и углубленные с вышележащего объекта БС10 скважины имеют долю воды в продукции от 48 до 81,4 %. В процессе реализации опытно-промышленных работ на Северо-Кочевском месторождении пробурены скважины № 709, № 711, после проведения ГРП, обводненность продукции в них составила 98 % и 99 % соответственно. Аналогичные работы проведены на Северо-Конитлорском месторождении. В пробуренных для этих целей скважинах № 603 и № 607 обводненность после ГРП составила 98,8 % и 91,3 % соответственно.
Особняком в этом ряду стоит небольшая залежь в районе скв. № 309Р, где отмечается существенная доля коллекторов 4 и даже 3 классов проницаемости. В среднем проницаемость по керну в скважине № 309Р составляет 30,8 мД, водоудерживающая способность 0,412. Относительно благоприятная характеристика этой залежи подтверждена испытанием.
Пласты ачимовской толщи в пределах Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений в пределах контура нефтеносности опробованы в 21 поисково-разведочной скважине (в обсаженном стволе). Фонтанный приток чистой нефти дебитом 54,6 м3/сут (6 мм штуцер) получен только в скважине № 309Р Северо-Конитлорского месторождения (пласт Ач5).
Непереливающие притоки нефти, в т.ч. с содержанием воды, получены в 20 скважинах (57 объектов). Из них при опробовании 33 объектов получены непромышленные притоки нефти, дебиты нефти составили менее 5 м3/сут, в т.ч. по 22 объектам приток нефти - менее 3 м3/сут.
Максимальный непереливающий чисто нефтяной приток дебитом 16,36 м3/сут получен в скважине № 112Р Северо-Кочевского месторождения (пласт Ач2) при среднединамическом уровне 376 м, после проведения ГРП. Приток нефти дебитом 14 м3/сут получен в скважине № 297Р Северо-Конитлорского месторождения при среднединамическом уровне 1242 м (пласт Ач4). В скважине № 12Р Кочевского месторождения получен непереливающий приток нефти дебитом 10,9 м3/сут при среднединамическом уровне 1281,5 м (пласт Ач9). Непереливающий приток нефти дебитом 9,72 м3/сут. получен в скважине № 70Р Кочевского месторождения при среднединамическом уровне 2668 м (пласт Ач90). В скважине № 55Р Кочевского месторождения получен водонефтяной приток, дебит нефти составил 10,6 м3/сут, воды - 55,2 м3/сут, выше интервала перфорации по заключению АКЦ отмечено отсутствие контакта цементного камня с колонной и получение совместного притока нефти с водой, вероятно связано с перетоком из вышезалегающего водоносного пласта. В результате опробований остальных объектов (15 скважин) средний дебит нефти притока составил 3,5 м3/сут.
В целом по пластам ачимовских отложений в пределах Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений в результате опробований в обсаженных стволах скважин, в пределах контура нефтеносности, дебиты по нефти изменяются от 0,08 м3/сут до 54,6 м3/сут. В среднем дебит нефти составляет 5,6 м3/сут.