/p>
У неокомских покривному нафтогазоносній комплексі черкашенской свити продуктивні пласти АС 11 залягають на глибині 2000 - 2400 м. Пласт є продуктивним на наступних родовищах: Західно-Айпінском, Західно- Каминском, Північно-Айпінском, Айпінском, Верхнешапшінском, Північно-Салимском родовищах горшковського і Пріобскій площ та ін.
У неокомских кліномормном нафтогазоносній комплексі ахской свити продуктивні пласти АС 11 залягають на глибині 2600 - 2 820 м пласт є продуктивним на наступних родовищах: Північно-Кондинском, Кондинском, Західно-Айпінском, Західно-Каминском, Верхнешапшінском, родовищах Селіяровской, Пріобскій, Південно-Прирозломного і горшковського площ петрофізичні залежності між сейсмічними і геологічними характеристиками пластів створюють фундаментальну основу для інтерпретації динамічних параметрів сейсмічних віддзеркалень. Для кількісного прогнозування властивостей в межскважинном просторі на основі сейсмічних даних застосовують кілька методик. Одними з найпоширеніших способів є статистичний аналіз сейсмічних атрибутів, інверсія і AVO аналіз. Під сейсмічним атрибутом розуміють всю інформацію, отриману з сейсмічних даних прямими вимірами, логічними чи досвідченими шляхами. Сучасні можливості використання сейсморозвідки при вирішенні зазначених завдань базуються на статистичному обгрунтуванні сейсмічних атрибутів допомогою їх зіставлення з даними каротажу, вивчення керна і випробуванні. Перше і обов'язкова умова його застосовності наявність фізичних передумов. Методики атрибутного аналізу засновані на практично загальновизнаному теоретичному постулаті, згідно з яким атрибути сейсмічного хвильового поля (амплітуди, частоти, фази) залежать від різниці акустичної жорсткості пластів, що формують відображатиме кордон. У свою чергу, акустична жорсткість визначається головним чином литологическим складом, а саме пористістю і Піскуваті гірських порід.
При аналізі сейсмічних даних можна виявити русла, конуси виносу, фації просування берегової лінії і багато інших седиментаційні форми. Внутрішня будова сейсмічного комплексу може бути настільки ж інформативним, як і його межі. В даному випадку особливо важливі амплітуда і витриманість відображають горизонтів.
Для кліноформних відкладень виділено кілька характерних малюнків сейсмічних віддзеркалень, різноманітність яких пояснюється варіаціями швидкості осадження матеріалу і глибини дна. Сигмовидная, косослоістую, черепицеподібну, горбиста схеми латерального нарощування утворюються при поступовому бічному розвитку плавно занурюються седиментаційних поверхонь. Тип сейсмічної фації залежить головним чином від глибини моря в момент накопичення цих відкладень. Відкладення палеошельфа характеризуються паралельністю віддзеркалень.
Незважаючи на практично повне визнання кліноформного будови неокомских товщі Західного Сибіру, ??по ряду родовищ на державний баланс прийняті запаси, засновані на субгоризонтально моделі будови неокомских товщі і кореляції горизонтів згідно з принципом збереження потужностей. Таке спрощене і помилкове уявлення веде до неправильного розуміння розподілу та морфології продуктивних відкладень, і, як наслідок, до неправильної оцінки запасів родовищ. Складне кліноформное будова продуктивних пластів і особливості поширення колекторів необхідно враховувати при аналізі межфлюідних контактів, обгрунтуванні виділення подсчетних об'єктів і проектуванні розробки покладів, оскільки пласт, що виділяється як покривний, часто не може розглядатися в якості єдиного резервуара [9].
.3 Пласт АС 11 і його характеристика на родовищах Фролівській НГО
Правдинское родовище
На правдинських родовище пласт АС 11 тип поклади-пластова сводовая розміри поклади 7? 4,5 км висота поклади 10 - 12 м. Відмітка ВНК - 2069м.
Абсолютні відмітки покрівлі коливаються від - 2 076 до - 2100 м. Пласт має значну загальну товщину пласта, яка в середньому становить 30,9 м, ефективна товщина змінюється від 6 до 27,6 м при середньому значенні 14 , 9 м. нефтенасищенних товщина змінюється від 0,6 до 14,8 м, при середньому значенні 8,8 м. Відзначається висока розчленованість 9,6 м.
Пласт АС 11 представлений дрібнозернистими песчанниками з прошарками крупнозернистих алевролітів. Колекторські властивості пласта вивчені по розрізу 3-х свердловин, пористість нефтенасищенной прослоя склала 21%, проникність 145? 10-3.
У свердловині 51Р при випробуванні інтервалу глибин 2125,4 - 2 131 м. Отримано приплив нафти з водою дебітом 22,1 м?/добу, в тому числі 7,3 м? нафти і 15 м? води через 50 мм. штуцер. За ГІС ВНК в цій свердловині на позначці 2101,2 м. В цілому по пласту коливання відміток кордону нафта-вода па свердловинах має широкий діапазон, пов'язано це з наявністю ...
