justify"> Таблиця 3
Розподіл проникності за статистичними рядам
Проникність, мкм2Порістость,% НачальнаяНасищенность зв'язаної води, д.ед.Нефтенасищенность, д.ед.Газонасищенность, д.ед.1234567Лабораторние дослідження кернаКолічество скважін333-1Колічество определеній848945-68Среднее значеніе0,94722,70,896-0,104Коеффіціент варіаціі0,5470,0960,074-63,5Інтервал ізмеренія0,022-2023912,2-26,30,641-0,984-0,016-0,359Геофізіческіе ісследованіяКолічество скважін439448417 - Кількість определеній156016041337 - Середнє значеніе0,26918,70,802 - Коефіцієнт варіаціі0,580,140, 14 - Інтервал ізмеренія0,009-1,00010,0-27,00,450-0,960 - Гідродинамічні дослідження скважінКолічество скважін136 ---- Кількість определеній149 ---- Середнє значеніе0,269 ---- Коефіцієнт варіаціі1,25 ----інтервал ізмеренія0,0179- 1,29 ---- Прийняті для проектірованіяСреднее значеніе0,3519,10,805 - Коефіцієнт варіаціі0,580,20,12 -
2.2.2. Товщина пластів
Товщина пласта Д0 киновского горизонту змінюється від 0 (зона відсутності колектора) до 6 м. Глинистий розділ між пластом Д0 і пластом а пашійского горизонту є самим витриманим за площею. Середня товщина його близько 15м. Загальна товщина горизонту Д1 коливається від 20 до 50м і в середньому становить 34м. У горизонті Д1 виділяється 6 пластів. Розділи між пластами складені глинистими алевролітами з тонкими прошарками аргілітів. До відмінної риси Північно-альметьєвському площі слід віднести порівняно високу ступінь гідродинамічної зв'язку між пісковиками суміжних зональних інтервалів. Найбільш надійний розділ між пластами б2 + 3 і в, який добре виділяється на діаграмах кавернометрія і радіометрії, його товщина змінюється від 0,8 до 2м. Нефтенасищенная товщина продуктивних відкладень змінюється від 1 до 30м, середнє значення 11,8 м. У середньому товщини пластів за площею характеризуються малою величиною від 2,5 до 4,5м. Найбільша товщина характерна для пасічників 5 - 12м в умовах злиття 2 - 4 пластів у розрізі.
Середні значення товщин пластів і інтервали їх зміни наведені в таблиці 4.
Таблиця 4. Товщини пластів
ТолщінаНаіменованіеЗони пласта (горизонту) За пласту в целомнефтянаяводонефтянаяОбщаяСредневзвешенное значення, hоб24,210,834Коеффіціент варіаціі0,230,460,13Інтервал Зміни, м5-450-3020-50НефтенасищеннаяСредневзвешенное значення hн8,95,311,8Коеффіціент Варіаціі0,610,690,52НефтенасищеннаяІнтервал зміни, м1-301-151-30ЕффектівнаяСредневзвешенное значення, hеф8,99,317,4Коеффіціент варіаціі0,610,540,33Інтервал зміни, м1-301-255-40
2.2.3 Показники неоднорідності пластів
Експлуатаційний об'єкт представлений переслаиванием піщаних, піщано-алевролітових і аргіллітових порід. Колекторами є добре відсортовані дрібнозернисті і грубозернисті алевроліти.
Статистичні показники за коефіцієнтами піщанистого і розчленованості представлені в таблиці 5.
Таблиця 5. Статистичні показники за коефіцієнтами піщанистого і розчленованості
Кількість скважінКоеффіціент песчаністостіКоеффіціент расчлененностіСреднее значеніеКоефф. варіацііСреднее значеніеКоефф. варіаціі6620,500,3464,860,359
Статистична обробка 662 свердловин показала, що середня розчленованість об'єкту складає 4,86 ??пропластками на одну свердловину. Коефіцієнт піщанистого показує частку колекторів у розрізі горизонту. Ця величина по свердловинах змінюється в досить широких межах від 0,20 до 0,86. Високий коефіцієнт піщанистого пов'язаний з ділянками, де пласти зливаються в єдиний монолітний пласт.
Все вищевказане свідчить про неоднорідному будові експлуатаційного об'єкта, хоча в порівнянні з центральними площами Ромашкинского родовища, на даній площі показники неоднорідності мають кращу характеристику.
Для вивчення литологической мінливості пластів були використані карти поширення колекторів. Пласт Д0 залягає на глибині 1740 м, представлений, в основному, пісковиками і алевролітами.
Пісковики переважають в західній і центральній частинах площі. У східній частині площі переважний розвиток отримали алевроліти. На тлі суцільного розвитку пластів-колекторів зустрічаються окремі лінзи глин. Пласт Д0 досить монолітний, хоча іноді розчленовується на кілька пропластков. Колектори пласта Д0 ізольовані від верхньо-пашпйскіх відкладень Дi пачкою киновскіх глин.
Середня глибина залягання горизонту Дi дорівнює. 1750 м. Поклад нафти горизонту Дi відноситься до пластовому Сводово типу, але у зв'язку з наявністю окремих лінз в межах зональних інтервалів верхніх пластів є поклади литологически обмежені. У межах горизонту виділяється сьомій пластів: «а», «б2 + 3», «в», «Гi», «г2 + 3» і «д». Розчленуван...
