Західному піднятті і 16,8 на Центральному + Східному піднятті.
Тип поклади - пластовий сводовий, причому пласт А4-0 литологически обмежений. ВНК прийнятий умовно на абсолютній відмітці - 1060,3 м.
На даний момент Верейський і башкирський об'єкти об'єднані в Верейско-башкирський об'єкт, властивості якого наведені в таблиці 1.1.
З параметрами, прийнятими загальними для башкирського ярусу, можна ознайомитися в таблиці 1.1.
Візейська ярус.
Нафтові поклади нафти на даному ярусі (малюнок 1.1) приурочені в основному до пористим піщаниках і алевролітами і відносяться до пластово-Сводово типом і пластово-Сводово литологически обмеженому.
Сумарна товщина поклади змінюється від 4,3 до 14,5 м, середня товщина ефективної частини складає 7,7 м на Західному піднятті і 7,8 на Центральному + Східному піднятті.
Тип поклади - пластовий сводовий, причому пласти C-IVa і C-VI литологически обмежені. ВНК прийнятий умовно на абсолютній відмітці - 1310,9 м для Західного і 1301,0 м для Центрального + Східного підняттів.
З параметрами, прийнятими загальними для визейского ярусу, можна ознайомитися в таблиці 1.1.
Турнейскій ярус.
нафтоносних продуктивних відкладень турнейского ярусу (малюнок 1.1) встановлена ??по керну, геохімічним, промислово-геофізичних даними, результатами випробування, спільної та роздільної експлуатацією. Нафтові поклади нафти на даному ярусі приурочені до пористих органогенних известнякам.
В основному, нафтоносність ярусу приурочена до пласту С1t-IV + V, який простежується практично по всій площі, за винятком вкв. 413, 226, 339, де пласт розмитий. Також у ході експлуатаційного буріння була розкрита нефтенасищенная лінза пласта C1t-V, що знаходиться в спільній експлуатації вкв. 404.
Сумарна товщина поклади змінюється від 7,1 до 12,5 м, середня товщина ефективної частини складає 7,2 м.
У межах контуру нафтоносності на Західному піднятті нефтенасищенная товщина пласта по свердловинах змінюється від 2,7 до 10,3 м (рисунок 1.2), середньозважена нефтенасищенних товщина складає 6,6 м.
Неоднорідність пласта характеризується коефіцієнтом піщанистого і коефіцієнтом розчленованості. Коефіцієнт піщанистого являє собою відношення обсягу пісковиків до загального обсягу порід, що складають продуктивний горизонт. Чим менше коефіцієнт піщанистого, тим більше ступінь літолого-фациальной неоднорідності. Коефіцієнт розчленованості являє собою відношення сумарного числа піщаних пластів і пропластков, розкритих свердловинами, до загального числа пробурених свердловин. При цьому чим вище коефіцієнт розчленованості, тим більше розчленований піщаник і тим неоднорідності продуктивний пласт в літолого-фаціальні відношенні.
Коефіцієнт піщанистого дорівнює 0,728, коефіцієнт розчленованості - 3,5. Тип поклади - пластовий сводовий. ВНК прийнятий умовно на абсолютній відмітці - 1359,7 м - по підошві нефтенасищенной пласта в вкв. 410.
нефтенасищенних товщина пласта в межах контуру нафтоносності Центрального підняття виявлена ??на стадії експлуатаційного буріння за даними ГДС, але пласти випробувані. Промислова нафтоносність пластів турнейского ярусу на Східному піднятті не підтверджена.
Проникність колекторів змінюється в межах 0,111 ... 0,865 мкм 2, в середньому становлячи 0,454 мкм 2.
З параметрами, прийнятими загальними для турнейского ярусу, можна ознайомитися в таблиці 1.1.
Малюнок 1.1. Схематичні геологічні профілі нижнього карбону
Малюнок 1.2. Карта нефтенасищенних товщин турнейського об'єкта Черновського родовища на стан 01.01.2012 (Західне підняття).
Таблиця 1.1. Геолого-фізичні характеристики покладів Черновського родовища.
ПараметриТурнейскій об'ектСредняя глибина залягання, м1461.1Тіп залежіпласт, свод.Тіп коллекторакарбон.Площадь нефтеносности, тис. м1966Средняя загальна товщина, м9.8Средняя нефтенасищенная товщина, м7.47Порістость,% 13Средняя нефтенасищенность, д. од. 0.8Проніцаемость, мкм0.458Коеффіціент піщанистого, д. ед.0.728Расчлененность3.5Начальная пластова температура, ° С27.9Начальное пластовий тиск, МПа16.1Вязкость нафти в пластових умовах, мПа-с98.4 * Щільність нафти в пластових умовах, т/м0. 917Плотность нафти в поверхн. умовах, т/м0.918Абсолютная відмітка ВНК, м - 1359.7Об'емний коефіцієнт нафти, д. ед.1.017 * Вміст сірки в нафті,% 2.79 * Вміст парафіну в нафті,% 2.46 * Тиск насичення нафти газом, МПа5.1 * Газосодержание нафти , м /т7.0*Вязкость води в пластових умовах, мПа-с-Щільність води в пластових умовах, кг/м3-С...
