на 67 м. Таке формування водонефтяних контактів обумовлено структурно-літологічних фактором і навіть, більшою мірою, литологическим.
Поряд з наявністю між куполами неглибоких прогинів, є значні зони виклинювання і заміщення колекторів щільними різницями, що видно на карті ізопахіт. Характерною особливістю є приуроченість до підвищених абсолютним відмітками покрівлі Кизеловского горизонту найбільших нефтенасищенних товщин продуктивного пласта. Контури ж нефтеносности, в основному, контролюються зонами заміщення або виклинювання колектора.
нефтенасищенних товщина пласта
Однією з важливих характеристик продуктивного горизонту, визначають його продуктивність і запаси нафти в ньому, є нефтенасищенная товщина. Вона визначається за комплексом промислово-геофізичних досліджень свердловин.
нефтенасищенних товщина продуктивного пласта на родовищі визначена за 834 свердловинах. Товщина шару змінюється по свердловинах від1 до 10 метрів при середній зваженої по родовищу 2,8 м. Максимальні товщини приурочені, як правило, до купольним ділянкам підняттів.
Найбільшу частку 77,5% площі займає пласт товщиною менше 4-х метрів і лише 22,5% площі з товщиною більше 4 метрів. За обсягом, частка пласта з товщиною менше 4 метрів складає 55,2%, а більше 4 метрів - 44,8%.
Пористість пласта
Пористість продуктивного пласта визначена двома способами: шляхом аналізу керна в ЦНІПР НГВУ «Аксаковнефть» та інтерпретації матеріалів промислової геофізики по нейтронного гамма каротажу. Кернових матеріал відібраний до 110 свердловинах з охопленням всієї площі родовища.
Визначення пористості методом насичення гасом вироблено по 1238 зразкам. Відкрита пористість склала за спочатку нефтенасищенних 10,8% (1036 визначення), по водонасиченим 11,4% (202 визначення) і в цілому по пласту 10,9%. За даними нейтронного гамма каротажу середня пористість по 471 свердловині склала 11,2%. З урахуванням двох методів пористість по родовищу при підрахунку запасів прийнята рівною 11%.
За свердловинах пористість змінюється в широких межах (від 4 до 18%). Результати аналізу мінливості пористості наведені в таблиці.
Статистичне розподіл пористості
Інтервал порістостіСередіна інтервалу,% КолічествоЧастость, Z% 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14> 148,5 9,5 10,5 11,5 12 , 5 13,5 14,58 61106125 73 24 32,0 15,3 26,5 31,3 18,2 6 0,7 Всего400100
Розподіл підпорядковується нормальному закону, найбільш часто зустрічається пористість становить 9-14%. Частка її в загальному обсязі вибірки - 91%. У результаті аналізу автором встановлено залежність відкритої пористості від нефтенасищенной товщини пласта.
Залежність пористості від нефтенасищенной товщини пласта
Інтервал зміни нефтенаси-щенной товщини, мСредняя пористість, m% 0-2 2-4 4-6 6-8 8-1010,75 11,10 11,73 12,78 13,94 Всего11, 0
При збільшенні нефтенасищенной товщини від мінімальної 1 м до максимальної 10 м пористість зростає з 10,7% до 13,9% тобто майже на 30%.
Проникність пласта
Абсолютна проникність пласта визначалася в ЦНІПР НГВУ «Аксаковнефть» шляхом аналізу зразків керна з 110 свердловин. Сер...
