tify">
1.2.3 верхнекаменноугольного поклад Поклад розкрита структурно - пошукової вкв. 251. При випробуванні цієї свердловини через фільтр в інтервалі глибин 1697 Г· 1742 м було отримано приплив важкої нафти дебітом 11 т/добу. Рівень підрахунку прийнятий по підошві останнього нефтенасищенной прослоя в цій свердловині на позначці мінус 1635 м.
Поклад в верхнекаменноугольних відкладеннях масивна, сводовая має розміри 2,5 Г— 1,6 км, висоту 48 м.
1.3 Характеристика продуктивних колекторів, які вміщали порід та покришок
1.3.1 Верхнеордовікская поклад
У будові продуктивної товщі верхнеордовікскіх відкладень приймають
участь сіро-коричневі і коричнево-сірі тріщини-порові вторинні доломіт. Доломіти дрібно-середньозернисті з реліктовою органогенного структурою. Колекторами є нефтенасищенной трещинние доломіт, де основний ємністю служать тріщини і приурочені до них вилужені пори і, іноді, каверни розмірами до 3 мм. Тріщини, крім ємності, служать шляхами створення єдиної фільтраційної середовища. Відкриті тріщини, в основному, горизонтальні, іноді січуть породу, часто приурочені до стілолітам. Системи тріщин з прімазкамі жовтого бітуму з'єднують частково заліковані доломітом і рідше ангідритом пори. Густина тріщин змінюється по розрізу від 8 до 134 од/м, їх ширина по шліфують 0,01 Г· 0,025 мм. Пористість відкритих тріщин (по шліфують) дорівнює 0,01 Г· 1,9%, проникність до 0,0083 мкм 2 .
Загальна товщина продуктивного розрізу (від покрівлі доломітового товщі до рівня підрахунку) змінюється від 29 (вкв. 21) до 112,8 м (вкв. 12), складаючи в середньому 75,4 м. нефтенасищенних товщини по свердловинах коливаються від 22,0 до 48,2 м, середня їх величина по 4 свердловинах дорівнює 35,4 м.
Середньозважена за ефективною товщині значення загальної пористості (за НГК) склало по вкв. 12 Г· 3,8%, по вкв. 13 Г· 4,2%, по вкв. 14 Г· 3,5%. Середня загальна пористість за трьома свердловинах склала 3,8%. Блокова пористість визначена по 54 зразкам керна і склала 0,98 Г· 1%. Ефективна пористість, визначена за формулою К п еф = К п
