буреними свердловинами. Розміри поклади становлять 4.5х2.85 км, висота поклади 31.5 м. Нефтенасищенних є органогенно-уламкові вапняки і вапняні пісковики. Для пласта А3 ефективна товщина є ефективною нефтенасищенной і змінюється від 3.6 м (скв.52) до 8.1 м (скв.60), в середньому становлячи 5.9 м.
Пласт А3 випробуваний у трьох свердловинах (скв.25, 37, 51) і спільно з А2 у двох свердловинах (скв. 32, 35). Результати випробування представлені в таблиці 2.2.2. Дебіти безводної нафти тільки по пласту А3 склали 11.5-23.3 м з/сут. При спільних випробуваннях з пластом А2 дебіти безводної нафти склали 11.2-13.8 м з/сут.
Поклад продуктивного пласта А2. Пласт А2 приурочений до середньої частини Верейського горизонту, розкритий усіма пробуреними свердловинами і в межах родовища поширений повсюдно. Глибина залягання покрівлі пласта змінюється від - 1016.6 м (вкв. 43) до - 1042.2 м (вкв. 25), середня глибина залягання покрівлі пласта складає - 1029.5 м.
Пласт А2 відділений глинами і аргілітами товщиною 10-14 м від нижчого пласта А3. Проникна частина представлена ??органогенно-уламковими вапняками і ізвестковістимі пісковиками. Загальна товщина шару за площею родовища змінюється від 6.6 м (вкв. 34) до 10.4 м (вкв. 26), в середньому становлячи 8.6 м.
Коефіцієнт піщанистого становить 0.766, а коефіцієнт розчленованості - 2.3. Нафтова поклад пласта А2 розкрита усіма пробуреними свердловинами. Розміри поклади становлять 5.55 х 4.35 км, висота поклади 46.6 м. Нефтенасищенних є органогенно-уламкові вапняки і вапняні пісковики, які перекриваються потужної 20-25-метровою товщею глин і аргілітів. Для пласта А2 ефективна товщина є ефективною нефтенасищенной і змінюється від 2.0 м (вкв. 43) до 10.4 м (вкв. 26), в середньому становлячи 6.8 м.
Пласт А2 випробуваний у шести свердловинах (скв. 25, 26, 36, 54, 57, 62) і спільно з А3 у двох свердловинах (скв. 32, 35). Дебіти безводної нафти тільки по пласту А2 склали 1.54-17.7 м з/сут. При спільних випробуваннях з пластом А3 дебіти безводної нафти склали 11.2-13.8 мз/сут.
Поклад пластова сводовая. Водонефтяной контакт також не встановлено. Для підрахунку запасів нижня межа поклади (кордон підрахунку запасів) прийнята аналогічно пласту Аз на позначці - 1062.6 м - умовний ВНК по нижньому отвору перфорації в скв.25.
. 3 Колекторські властивості пласта
Для фізико-литологической характеристики колекторів продуктивних відкладів були використані макроопісанія зразків Мордовоозерского родовища, петрографічне опис шліфів, результати мінералогічного аналізу і досліджень керна.
Бобриковського горизонту визейского ярусу (пласти Б2, Б1).
Виділювані у складі Бобриковського горизонту пласти Б2 і Б1 мають подібну ЛІТОЛОГІЧНИХ характеристику.
Складені продуктивні відкладення різними пісковиками, переважно дрібно- і середньозернистими, часто з домішкою крупнопесчаной і гравелітовой фракції. Пісковики часто дуже пухкі, рассланцованние, з рідкими аргіллітовимі прошарками. Карбонатний цемент в них відсутній зовсім, а зміст глинистого цементу складає від 2 до 7,5%. При екстрагуванні, навіть в гасі, найбільш пористі різниці розпадаються повністю, очевидно, бітум і густа окислена нафту грає в них роль цементуючого матеріалу. За кольором піщанки бурі, чорні і рівномірно нефтенасищенной. Петрографічне вивчення цих пісковиків дозволяє віднести їх до класу чисто кварцових пісковиків.
За керновим даними колекторські властивості відкладень пласта Б2 в середньому становлять: пористість - 37,0%, проникність - 3067.4 мкм 2 * 10-3, нефтенасищенность - 88%. За даними ГІС середньозважені значення пористості і нефтенасищенності становлять відповідно 22,1% і 79,1%.
Колекторські властивості відкладень пласта Б1 по керновим даними в середньому становлять: пористість - 32,0%, проникність - 1088.5 мкм 2 * 10-3, нефтенасищенность - 84%. За даними ГІС середньозважені значення пористості і нефтенасищенності становлять відповідно 21,9% і 83,7%.
Тульський горизонт візейський ярус (пласт Б0). Породи тульського горизонту представлені слабо карбонатними сильно алеврітістимі дрібнозернистими пісковиками.
Таблиця №2 Характеристика колекторських властивостей і нефтенасищенності
ПластВід ісследованіяНаіменованіеПараметриПроніцаемость, мкм2 * 10-3Порістость, частки ед.Нефтенасищенность, частки ед.А2Лабораторние дослідження кернаКолічество скважін444Колічество визначень. Шт466242Среднее значеніе447.50.1680.79Коеффіціент варіації. частки ед.1.5350.2030.118Інтервал ізмененія7.3-2653.9 0.095-0.258 0.505-0.989Геофізіческіе дослідження скважінКолічество свердловин 2727Колічество ...
