Підошва нафти відбивається за даними геофізичних досліджень свердловин (ГІС) на позначках від 2578 до 2809 з перепадом 231 м, що підтверджується результатами випробування. Також, як і для АЧ 2, ВНК пласта АЧ 3 відбивається нерівномірно.
Таблиця 1.1 - Короткі відомості про поклади Мало-Баликское родовища
ПластСредняя глибина, мПлощадь поклади, км 2 Кількість розкрила скважінТіп залежіТіп коллектораАС 4 1936177973пластовая-сводоваятеррігенний-поровийАС 5-6 197141952пластовая-сводоваятеррігенний-поровийАС 7 20003197пластовая-сводоваятеррігенний-поровийБС 9 лютого 25801114структурно-літологіческаятеррігенний-поровийБС 10 січня 242056структурно-літологіческаятеррігенний-поровийАЧ 1 2600213700структурно-літологіческаятеррігенний-поровийАЧ 2 2620360698структурно-літологіческаятеррігенний-поровийАЧ 3 2690190596структурно-літологіческаятеррігенний-поровийЮС 0 276212414літологіческая-ЮС 2 2800348структурно-літологіческаятеррігенний-порові
Поклад пласта АЧ 2. Поклад пласта АЧ 2 має найбільші розміри за площею нефтеносности і містить 73% балансових і 83% видобутих запасів всієї ачимовской товщі. Пласт АЧ 2 розташований в діапазоні абсолютних відміток від 2496 м до 2723 м. Водонефтяной контакт відстежується в поклади вельми умовно і лежить в інтервалі 2720 - 2725 м.
Поклад пласта Ач 1. Пласт АЧ 1 містить 8% балансових і 9% видобутих запасів нафти від загальних запасів ачимовской товщі. Водонефтяная зона в пласті АЧ 1 не знайдено. Підошва нафтових пропластков відбита за даними ГІС в діапазоні абсолютних відміток від 2616 до 2716 м.
У таблиці 1.2 представлені статистичні показники по толщинам ачимовских пачок. Статистичні показники неоднорідності наведені в таблиці 1.3.
Таблиця 1.2 - Характеристики товщин продуктивних пластів групи АЧ 1-3
ПараметриМінімальное значеніеМаксімальное значеніеСреднее значениеСреднеквадратичное отклоненіеКоеффіціент варіацііБC 16 (АЧ 1) Загальна товщина, м0, 6103,528,113,00,5 Ефективна товщина, м0, 624,84,53,30,7 нефтенасищенних товщина, м0, 424, 84,53,30,7 БC 17-20 (АЧ 2) Загальна товщина, М9, 4137,363,618,50,3 Ефективна товщина, м1, 049,018,47,60,4 нефтенасищенних товщина, м0, 845,018,07,50,4 БC 21 -22 (АЧ 3) Загальна товщина, м2, 0137,240,721,50,5 Ефективна товщина, м0, 836,48,15,00,6 нефтенасищенних товщина, м0, 427,27,24,20,6
Таблиця 1.3 - Статистичні показники характеристик неоднорідності продуктивних пластів групи АЧ 1-3
ПараметриМінімальное значеніеМаксімальное значеніеСреднее значеніеСреднеквадра тичних отклоненіеКоеффіціент варіацііБC 16 (Аг 1) Коефіцієнт песчаністості0, 001,000,050,101,9 Коефіцієнт расчлененності1, 0017,002,431,700,7 Товщина проницаемого прослоя, м0, 539,602,021,310,6 Коефіцієнт макронеоднородності0, 101,880,660,330,5 БC 17-20 ( Ач 2) Коефіцієнт песчаністості0, 000,700,300,130,4 Коефіцієнт расчлененності1, 0028,0010,704,660,4 Товщина проникний?? Го прослоя, м0, 655,201,800,580,3 Коефіцієнт макронеоднородності0, 191,540,600,170,3 БC 21-22 (АЧ 3) Коефіцієнт песчаністості0, 001,000,220,150,7 Коефіцієнт расчлененності1, 0025,005,593,200,6 Товщина проницаемого прослоя, м0, 507,401,520,610,4 Коефіцієнт макронеоднородності0, 142,000,740,230,3
.3 Фізико-гідродинамічна характеристика продуктивних колекторів, вміщали порід ...
