пс - 1 685 м.
Продуктивна частина розрізу на родовищі представлена ??відкладеннями пізньої юри і крейди. У процесі пошуково-розвідувального буріння поклади нафти і газу виявлені в пластах (зверху вниз) ПK1, AB11-2, AB13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4 , БВ71, БВ72, БВ80, БB81-2, БВ83, БВ100, БВ101-2, БB16, БB17-18, БB19, БB20, БB21-22, ЮВ1. Індексація пластів відповідає загальноприйнятій, але становище їх меж, виділених і простежених в результаті детальної кореляції, затверджено Протоколом спільного розгляду номенклатури пластів в інтервалі від AB11-2 до ЮВ1 від 25.07.2000 р між представниками ВАТ «Самотлорнефтегаз» і РГУ нафти і газу ім. І.М. Губкіна.
Продуктивні пласти групи АВ характеризуються досить складною фациальной обстановкою їх формування, що відбувалася переважно в прибережно-морських умовах, в зонах напівзамкнутих морських заток і лагун, дельтових виносах палеорек. Це відбилося як на характері розподілу відкладень різних типів, так і на їх будову і зумовило істотну неоднорідність колекторських властивостей порід-колекторів продуктивних пластів.
Пласт АВ11-2
Ефективні товщини даного пласта за площею Самотлорского Л.У. досить стійкі, хоча і змінюються в цілому від 0 до 30,4 м. На діапазон НЕФ від 12 до 20 м при цьому доводиться більш ніж 50% випадків, на діапазон 8? 12 м - 22%. Для нефтенасищенних товщин в цілому по пласту найбільш характерні значення в діапазоні 8? 20 м (55% випадків, в т.ч. в чістонефтяной зоні - 66%). За винятком крайових зон поклади нефтенасищенной товщини менше 4 м не перевищують 4% випадків.
У розрізі горизонту АВ11-2 виділені два істотно різних типи будови, що володіють різними геолого-промисловими характеристиками: глинисті колектора типу «рябчик» і слабогліністие і слаборозчленована піщані тіла, ідентифіковані з бар'єрними палеобарамі. Глинисті «Рябчикову» пісковики займають більшу частину площі пласта АВ11-2 в межах Самотлорского ліцензійної ділянки. Частка в нефтенасищенних обсязі пласта таких колекторів становить порядку 80? 85%. За геофізичними даними в їх розрізі іноді виділяються від 1 до 4 практично заглінізірованних інтервалів, які часто мають линзовидную форму залягання і не простежуються навіть у сусідніх свердловинах. Процеси фільтрації в глинистих «Рябчикову» пісковиках мають дуже складний і до кінця не вивчений характер.
Найбільш масивні високопористі колектора залягають у східній частині родовища на Белозерном ділянці. Тут вони розподілені по всій товщині пласта або тяжіють до його покрівлі і середині. На захід ефективна товщина убуває, причому хороші колектори присутні чи в підошовної частини пласта, або в середній. Розміри цієї зони 12х6 км. Окремими протяжними до 2,5 км зонами з шириною до 0,8 - 1 км слабогліністие колектори збільшеної товщини поширюються на північний захід від Білозерна ділянки до північного кордону газової шапки. У районі Михпайского підняття ефективна нефтенасищенная товщина збільшується до 10-14 метрів і хороші колектора присутні в середній і підошовної частинах пласта. Аналогічний розріз характерний і для прикордонної зони між Пріобскій та Чорногірським ділянками. На іншій частині Самотлорского родовища слабогліністие колектора залягають окремими плямами, ефективна товщина яких не перевищує 1 - 2 метри. Усередині таких піщаних тіл по геофізичним даним нерідко виділяються малопотужні непроникні прошаруй лінзовидного залягання, найчастіше визначаються як ущільнені карбонатізірованние пісковики. Вони можуть чинити певний вплив на вертикальне переміщення флюїдів але практично ніяк не перешкоджають латеральної фільтрації.
Пласти АВ13 і АВ2-3
Дані пласти належать до потужної товщі палеодельтових відкладеннях і багато в чому мають схожий характер будови. Ефективні товщини по пласту АВ13 досягають 20 м, по пласту АВ2-3 - 42 м. За пласту АВ13 45% ефективних товщин потрапляють в діапазон 4? 8 м, товщини менше 2 м не перевищують 10% випадків. Для нефтенасищенних товщин в цілому по пласту найбільш характерні значення в також діапазоні 4? 8 м (42% випадків, в т.ч. в чістонефтяной зоні - 46%). За винятком крайових зон поклади нефтенасищенной товщини менше 4 м складають 35% випадків, в т.ч. менше 2 м - 10%.
За пласту АВ2-3 на діапазон НЕФ від 12 до 20 м припадає близько 58% випадків, на діапазон 8? 12 м - 23%. Ефективні товщини менше 4 м зафіксовані приблизно в 3% випадків, в т.ч. менше 2 м - 0,8%. Для нефтенасищенних товщин в цілому по пласту найбільш характерні значення також в діапазоні 8? 20 м (53% випадків, в т.ч. в чістонефтяной зоні - 62%). За винятком крайових зон поклади нефтенасищенной товщини менше 4 м складають 4% випадків, в т.ч. менше 2 м - 0,9%. Пласт характеризується найнижчим серед пластів АВ1-5 середнім коефіцієнтом піщанистого, р...
