час він має і найменшим коефіцієнтом розчленованості, що показує його найбільшу однорідність, в порівнянні з іншими . Крім того, різна щільність спостережень не дозволяє провести адекватну оцінку неоднорідності пластів.
Таблиця 1.4.1 - Статистичні показники характеристик неоднорідності
ПластПлощадьКолічество скважінКоеффіціент песчанистости, д. ед.Коеффіціент розчленованості, д. ед.Среднее значеніеКоеффіціент варіацііІнтервал ізмененіяСреднее значеніеКоеффіціент варіацііІнтервал ізмененіяЮ 2 січня Ігольская3390.7620.1850 ,333-1, 01.1650.3441,0 - 3,0 Таловая130. 8200.2100,375-1,01.5710.3401,0-2,0 Ю 1 mу Ігольская300.8190.2230 ,205-1 ,01.3330.5941,0-3, 0
Колекторські властивості пласта Ю 2 січня Ігольско площі визначалися за результатами лабораторного дослідження керна, гідродинамічним та промислово-геофізичних досліджень. При інтерпретації даних промислово-геофізичних досліджень для одержання найбільш достовірних значень розрахунок проводився за пропласткам, мають товщину два і більше метра. Для визначення колекторських властивостей пласта були використані критичні значення колектора Кп? 0,11, Кпр? 1,62 мД. В результаті чого значна частина визначень залишилася неврахованої. Проте, при визначенні коефіцієнта відкритої пористості, де в якості основного методу використовувалися дані НКТ, отримані значення мають задовільну збіжність, як між собою, так і з визначеннями по керну. Так визначення по керну коефіцієнта відкритої пористості проводилися в 30 свердловинах (463 визначення), інтервал зміни коефіцієнта відкритої пористості 13-19,5%, а визначеного за ГІСу - 13,9-20,3% (табліца1.4.2). Середнє значення коефіцієнта відкритої пористості пласта ПдС 1 2 в межах Ігольско площі при підрахунку запасів, що пройшли затвердження в 2003 році в ДКЗ, становить 18%.
Проникність продуктивного пласта Ю 1 лютого Ігольско площі визначалася за даними гідродинамічних, геофізичних досліджень в свердловинах і лабораторних визначень по керну. Визначення коефіцієнта проникності по керну з нефтенасищенной частини колектора проводилося за 332 зразкам. Інтервал зміни проникності цих зразків складає 2,0-85,8 мкм 2 * 10 - 3. Середнє значення 32,85 мкм 2 * 10 - 3. За результатами гідродинамічних досліджень в 24 свердловинах проведених в період з 1978 по 1999 рр.. середнє значення проникності становить 20.5мкм 2 * 10 - 3, при інтервалі зміни параметра 1.0-97.0мкм 2 * 10 - 3. Матеріали інтерпретації ГІС дають найбільш достовірну інформацію, тому що по-перше, розглядається значна частина фонду свердловин (343 вкв.), а по-друге, проникність пласта оцінюється в залежності від пористості, при безпосередній ув'язці з даними лабораторних досліджень керна. В результаті чого, кількість врахованих визначень, при розрахунку середнього значення (43,01 мкм 2 * 10 - 3), склало 361. Діапазон зміни коефіцієнта проникності розрахованого за геофізичними даними становить 9,0-81,8 мкм 2 * 10 - 3 (таблиця 1.4.2).
Таблиця 1.4.2 - Характеристика колекторських властивостей і нефтенасищенності
ПараметрыВидНаименованиеПроницаемость, К-т откритойК-т нач.ісследованіймкм 2 * 10 - 3 пористості, н/насищeн-% ності,% 12345Пласт Ю 1 лютого Ігольско площадьЛабораторниеКол-во скважін303011ісследованія кернаОбщее кіл-у определеній332463142Среднее значеніе32. 8517.0068.5Інтервал ізмененія2 ,0-85 ,813,0-19 ,557,0-77, 0Геофізі...
