глибині мінус 1088,5м за матеріалами ГІС по свердловині №2. Висота поклади 10,5 м, площа нафтоносності 227 тис.м 2.
До II блоку приурочена газонафтова поклад. Наявність газової шапки доведено опробованием свердловин № 10, де був отриманий газ дебітом 68 тис.м 3/с.
Глибина залягання покрівлі горизонту у зводі на абсолютній відмітці мінус 1070м. Газонафтовий контакт прийнятий на глибині мінус 1082,5 м за матеріалами ГІС і випробуванням свердловин №10. Висота газової шапки 12 м. Площа газоносності 206 тис.м 2.
Водонефтяной контакт прийнятий на глибині мінус 1086,6 м за матеріалами ГІС вкв. 6. Висота нафтової облямівки з урахуванням прийнятого ВНК - 4,6 м. Площа нафтоносності 438 тис.м 2 .неокомскій горизонт
До горизонту приурочені газонафтових поклади, що розвитку в I і II блоках.
Продуктивність I блоку доведена опробованием свердловин № 112, де було отримано приплив нафти дебітом 56,9 т/с при 5 мм штуцері.
Глибина залягання покрівлі горизонту у зводі на абсолютній відмітці мінус 1126м. Газонафтовий контакт прийнятий на позначці мінус 1128м по підошві газового пласта по промислово-геофізичних даними. Водонефтяной контакт прийнятий на глибині мінус 1137,7м по підошві нафтового пласта в свердловині №110 за матеріалами ГІС. Висота газової шапки 2 м. Висота нафтової облямівки з урахуванням прийнятого ВНК - 9,6 м. Площа газоносності 41 тис.м 2, нефтеносности 251 тис.м 2.
До II блоку приурочена газонафтова поклад. Наявність газової шапки доведено опробованием скв.10, де був отриманий газ дебітом 70,2 тис.м 3/добу.
Глибина залягання покрівлі горизонту у зводі на абсолютній відмітці мінус 1121м. Газонафтовий контакт прийнятий на глибині - 1131,6м за матеріалами ГІС і випробування.
У свердловині №6 при випробуванні отримано дебіт нафти 25,4 т/добу при 5 мм штуцері, газу дебітом 18,2 тис.м 3/добу.
ВНК прийнятий на глибині мінус 1136,2 м по підошві нафтового пласта за матеріалами ГІС з урахуванням випробування.
Висота газової шапки 10,6 м. Висота нафтової облямівки 4,6 м з урахуванням прийнятих контурів. Площа газоносності 380 тис. М 2, нефтеносности 483 тис.м 2.
. 5.1 Характеристика товщин, колекторських властивостей продуктивних горизонтів і їх неоднорідності
На родовищі Акінген пласти колектори литологически представлені високопорістій ??пісковиками, алевролітами, пісками і алевритами.
Пісковики сірі, дрібнозернисті, слабокарбонатних, слабогліністие. Характеризується відкритою пористістю в межах 20,9-33,8%, щільністю 2,6-2,67 г/см 3, глинистих 6,04-39,65%, карбонатністю 3,26-21,63%.
Піски і алеврити сірі, дрібно і грубозернисті, слабокарбонатних, слабогліністие. Характеризується загальною пористістю в межах 29,5-37,4%, щільністю 2,65-2,78 г/см 3, глинистих 8,7-20,77%, карбонатністю 2,8-4,74%. Покришками служать глини темно-сірого кольору, з включенням слюди, ОРО, часто безладно перешаровуються з алевролітом, піщаником, в неокомских горизонтах місцями карбонатні. Пористість глин змінюється в межах 6,4-30,2%, щільність 2,6-2,69 г/см 3, карбонатность 3,4-13,38% .альбскій горизонт представлений 1-4 пластами колекторами. Ефективна товщина коливається від 1,8 до 15,0 м, нефтенасищенная товщина від 2,2 до 5,0 м. Коефіцієнт піщанистого становить - 0,58, коефіцієнт розчленованості - 2,9. Проникність колектора певна по керну в середньому становить 1,19 мкм 2. Пористість по керну становить 0,28 д.ед, по ГІС - 0,272 д.ед.
Проміжний альбский горизонт простежується у всій площі. Продуктивний горизонт представлений 1-3 піщаними пластами. Загальна ефективна товщина змінюється від 1,6 до 10,5 м, нефтенасищенная товщина від 1 до 5,6м. Коефіцієнт піщанистого 0,83, розчленованості - 1,86. Проникність колектора певна по керну в середньому становить 0,421 мкм 2. Пористість по керну становить 0,35 д.ед, по ГІС - 0,28 д.ед.
Ефективна товщина II альбского горизонту коливається від 1,2 до 6,6 м, нефтенасищенная товщина від 4,2 до 6,6 м. Коефіцієнт піщанистого становить - 0,6, коефіцієнт розчленованості - 0,52. Проникність колектора певна по керну в середньому становить 0,171 мкм 2. Пористість по керну становить 0,27 д.ед, по ГІС - 0,29 д.ед.
Загальна ефективна товщина АПТ-неокомських горизонту змінюється в межах від 3,2 до 24,2 м. нефтенасищенних від 1,8 до 7 м, газонасичених 1,4-7,2 м. Коефіцієнт піщанистого становить- 0,61, розчленованість - 3. Проникність колектора певна по керну в середньому становить 0,471 мкм 2, за даними дослідження свердловин - 0,589 мкм 2. Пористість по керну і по ГІС становить 0,27 д.ед.
