1 мкм 2 до 0,53 мкм 2, середнє значення проникності становить 0,14 мкм 2. Пористість колекторів горизонту IV вивчена на 6 зразках. Середнє значення пористості по свердловинах змінюються від 14 до 31%. Середнє значення пористості для пропластков становить 20%.
Горизонт VII
З відкладень VII горизонту керн відбирався в свердловині 782, пористість, визначена на одиничному зразку, склала 34,5%, проникність - 155 мД. Свердловина 782 розташована в центральній частині родовища, на ділянці Центральне поле raquo ;. Відкладення VII горизонту на ділянці Павлова гора аналізами керна НЕ охарактеризовані.
За Нефтегорска родовищу відзначається нерівномірна охарактеризування і низька освітленість керновим матеріалом продуктивних відкладень майкопської свити. У достатній мірі охарактеризований лише VI горизонт. Відомості про відбір керна по III горизонту відсутні. Внаслідок чого, по горизонтах петрофізичні залежності для інтерпретації матеріалів ГДС отримані не були.
Глибинні проби нафти не відбиралися. Спеціальні дослідження керна не проводилися, по родовищу відсутні зв'язку Рп=f (Kn) і Рн=f (Kв).
1.2.3 Геофізичні дослідження свердловин в процесі буріння
Геофізичні дослідження в свердловинах Нефтегорськ родовища проведені вітчизняним комплексом методів. Комплекс містить мінімальний набір методів, частково забезпечують вирішення геолого-промислових завдань. У комплекс цих робіт входять:
стандартний каротаж в масштабі 1: 500, що включає записи потенціал - зондом (ПЗ) В2,5А0,25М, градієнт - зондом (ГЗ) М2,5А0,25В, крива мимовільної поляризації (ПС);
бічне каротажне зондування (БКЗ) наступним комплектом зондів: М0,3А0,1В або М0,25А0,02В; М0,6А0,1В або М0,6А0,05В (або М0,5А0,05В); М1,0А0,1В або М1,25А0,1В; М2,5А0,25В; М4,0А0,25В; М6,0А0,25В; М8,0А0,25В.
Детально наявний комплекс ГІС по свердловинах наведено на малюнку 1.2
Малюнок 1.2 Вивченість розрізу різними методами ГІС
Стандартний каротаж у свердловинах, пробурених в довоєнний період, виконаний зондами B55A5M, M55A5B або B35A5M, M35A5B.
Промислово-геофізичні дослідження свердловин виконувалися трестом МайНефть raquo ;, трестом КраснодарНефтегеофізіка raquo ;, трестом АпшеронНефть raquo ;, об'єднанням КраснодарНефть і трестом ХадиженНефть в період з 1931 р по кінець 90-х і початок 2000-х років. На сьогоднішній момент зберігся каротажної матеріал по 278 свердловинах. Весь матеріал ГІС був представлений на паперових носіях.
2. Геологічна будова Нефтегорськ родовища
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
Малюнок 2.1 Зведений стратиграфічний розріз майкопських відкладень [2]
Найбільш древніми відкладеннями, розкритими бурінням, в розглянутому районі є освіти нижньої крейди, з яких і починається опис розрізу.
2.1.1 Крейдова система (К)
Освіти цієї системи виділяються у складі нижнього і верхнього відділів. Нижній відділ (K1) складають відкладення готерівского, барремского, аптского, альбского ярусів.
готерівского ярус (К1g) представлений темно-сірими піскуватими слюдяних ізвестковістимі глинами розкритої товщиною 150 м.
барремскій ярус (К1b) складний щільними переважно неізвестковістимі сідерітових глинами і неяснослоістую піскуватими аргілітами з нерівним зламом. Товщина барремскій відкладень може досягати 1170 м.
Відкладення аптского ярусу (К1a) виражаються темно-сірими піскуватими слюдяних ізвестковістимі і неізвестковістимі глинами, що включають окремі пачки і пласти (10-12 м) світло-темно-сірих слюдістих глауконітових, кварцових пісків і міцних пісковиків. Товщина аптского ярусу досягає 730 м.
Альбскій ярус (К1al) представлений темно-сірими щільними слюдяних ізвестковістимі глинами зі слойки піску. Товщина відкладів альба 130 м.
Верхній відділ (K2), відкладення якого з трансгресивний незгодою залягають на нижньокрейдових утвореннях, складний світло-сірими (місцями з зеленуватим відтінком) щільними вапняками з фукоїди і фораминиферами. Товщина 30 м.
.1.2 Палеогеновая система (Р)
Освіти цієї системи, з великим трансгресивний незгодою залягають на відкладеннях крейди, виділяються тут у складі всіх трьох відділів.
Нижній відділ ( палеоцен)...
