lign="justify">, залишкової водонасиченому 25,5-34,6%, карбонатності 1,3-2,1%. Колектора представлені грубозернистими алевролітами (алевритової фракціі60, 7%).
Колектора пласта АС10/0 представлені субмеридіональна витягнутими лінзами. Загальна товщина пласта коливається в невеликих межах 5,6-14 м із збільшенням значень параметра в північному напрямку. Зміна ефективної товщини незначно від 1,6 до 4 м. Коефіцієнт песчанистости підвищується в південному напрямку від 0,13 до 0,46 (Кпесср = 0,27), розчленованість становить 4. Пористість пласта 17,5%, карбонатність 2,7%. Покришка над горизонтом АС10 представлена ​​пачкою глинистих порід, товщина якої змінюється від 10 до 60 м зі сходу на захід. p align="justify"> Піщано-алевритові породи пласта АС9 мають обмежене поширення і представлені у вигляді фаціальних вікон, тяжіють переважно до північно-східних і східних ділянках структури (освіти мілководній зони рельєфу), а також до південно-західного занурення. Загальна товщина пласта становить 11,2-26,4 м, ефективна 0,4-7,2 м, коефіцієнт песчанистости 0,04-0,53 (Кпесср = 0,24), коефіцієнт розчленованості -5. Пористість колекторів характеризується коефіцієнтом - 0,17, проникність-0,012 мкм ^ 2. p align="justify"> Порода-колектори пласта АС7 представлені мозаїчним розподілом за площею водонасичених і нефтенасищенних лінз, що мають також північно-східне простягання. Загальна товщина змінюється в межах 7-17 м. Ефективна нефтенасищенная товщина коливається в межах 1,2-7,8 ​​м, коефіцієнт песчанистости 0,08-0,58 (Кпесср = 0,3), коефіцієнт розчленованості - 4. Коефіцієнт пористості має середні значення 0,18-0,19, проникність-0,012 мкм ^ 2. br/>
2.4 Властивості і склад нафти і газу
На Пріобском родовищі глибинні проби нафти відбиралися пробовідбірниками типу ВПП-300 з фонтануючих свердловин при режимах, що забезпечують приплив нафти до точки відбору в однофазному стані. Методичне забезпечення робіт з дослідження пластових нафт проводилося відповідно до вимог галузевого стандарту ОСТ 39-112-80 Нафта. Типове дослідження пластової нафти .
Поверхневі проби нафти відбиралися з гирла видобувних свердловин. Дослідження їх проводилося за чинними державними стандартами і методиками. Компонентний склад газу, разгазірованной і пластової нафти визначався методом газорідинної хромотографии. Фізичні властивості пластових нафт досліджені методом одноразового розгазування. Середні значення властивостей пластових нафт за основними продуктивним покладів наведені в таблиці 1. br/>
Таблиця 1. ВЛАСТИВОСТІ пластової нафти ОСНОВНИХ продуктивних пластів .
Індекс пласта АС10/1АС10/(2-3) Серед. За АС10Сред. по АС11АС12/0АС12/(1-2) Сред За АС1212345678Пластовое тис...
