івним 0,45 при досить високій розчленованості 7,23.
Для обох пластів характерна загальна тенденція зменшення ефективних товщин з південного сходу на північний захід.
У розрізі пласта AB13 переважають слабогліністие колектори, складові 79% його нефтенасищенной обсягу, при середній нефтенасищенной товщині 4,4 м. Частка сильно глинистих колекторів - 21% при середній нефтенасищенной товщині 1,3 м. Зони підвищених ефективних товщин приурочені до окремих каналів північно-західного простягання, в яких залягають слабогліністие колектори. Протяжність каналів до 10 км при ширині від 1 до 2 км. Максимальні товщини таких каналів фіксуються на північному заході Приобского ділянки. Області між окремими каналами представлені розрізом з тонким чергуванням колекторів.
За пласту АВ2-3 також чітко простежується мережу протяжних тіл, пов'язаних з фациями русел і каналів. Основні три русла розходяться від східної частини Білозерна ділянки в південно-західному і західному напрямках і північно-західному напрямку. Протяжність цих піщаних тіл близько 30 км при ширині 2-3 км. Основні піщані тіла з'єднані мережею більш дрібних каналів різного спрямування. Ширина цих каналів 0,2 - 1,0 км.
У розрізі пласта АВ2-3 виділяється 4 основних цикли седиментації, кожен з яких характеризується трохи зміщеними в плані відносно один одного мережею палеоруслових піщаних тіл. В окремих випадках при перекритті їх в плані по сусідніх циклам утворюється єдине потужне піщане тіло високого ступеня вертикальної пов'язаності. На Пріобском ділянці в окремих протяжних зонах товщини таких злилися піщаних тіл досягають 35-37 м.
Пласт АВ4-5
У південній частині Самотлорского Л.У. цей пласт характеризується практично монолітним будовою, непроникні прошаруй в його розрізі представлені виключно ущільненими карбонатізірованних пісковиками. У північному та північно-західному напрямках відбувається поступова глінізація розрізу, що починається з покрівлі і підошви пласта. У результаті слаборозчленовані залишається переважно середня частина розрізу пласта, вище якої розріз представлений частим переслаиванием прослоев колекторів і непроникних різниць.
Ефективні товщини пласта в його південній частині досягають 68 м. Товщини більше 30 м складають більше 75% випадків, менше 4 м - 6,5%. Піщанистого досить постійна, дорівнює 0,6 з невеликим коефіцієнтом варіації. Частка нефтенасищенних товщин в діапазоні 20-40 м складає трохи більше 50% випадків. Поза чисто-нафтової зони пласта характер зміни нефтенасищенних товщин визначається головним чином структурним фактором.
Пласт АВ4-5 характеризується досить високим ступенем латеральної пов'язаності колекторів, літологічні екрани фільтрації практично відсутні (за винятком прікровельной частини пласта в північно-західній частині площі). У той же час наявність нерідко зустрічаються прослоев ущільнених карбонатізірованних пісковиків певною мірою ускладнює вертикальну міграцію флюїдів, наслідком чого в обширній водонефтяной зоні пласта вироблення запасів досить тривалий час відбувалася без помітного конусообразованія.
Пласти АВ6-8
Пласти цієї групи схожі по будові. Основні елементи будови - досить потужні й слаборозчленована піщані тіла шнуркова форми, що переходять по латералі в часте переслаивание порівняно тонких піщаних і алевролітів-глинистих прошарку. В межах ?? Нуркова піщаних тіл латеральна зв'язаність колекторів досить висока, на ділянках розвитку тонкого чергування вельми часто спостерігається виклинцьовування проникних прослоев небудь літологічне заміщення їх непроникними породами.
Ефективні товщини пласта АВ6 змінюються від 0,4 до 12,9 м, але майже половина (49%) знаходиться в діапазоні 2-4 м. Аналогічна картина і для нефтенасищенних товщин.
За пласту АВ7 ефективні товщини коливаються від 1 до 18,8 м, на найбільш часто зустрічаються значення 4? 12 м (67% випадків). Нефтенасищенной товщини коливаються в широких межах (від 0,4 до 17 м), але найчастіше зустрічаються значення до 4 м (70% випадків), як правило, це ділянки розвитку тонкого чергування прослоев.
За пласту АВ8 картина аналогічна. При коливанні ефективних товщин від 1,6 до 16,6 м майже половина випадків припадає на діапазон 4-10 м. Майже 60% нефтенасищенних товщин мають значення менше 4 м і це теж, як правило, ділянки розвитку тонкого чергування прослоев. На таких ділянках досить істотна вертикальна ізольованість окремих прослоев, а Лінзовідно характер залягання проникних прослоев обумовлює їх високу уривчастість по латералі.
Пласти БВО - БВ7
Подоба умов осадкообразованія цих пластів зумовили і схожість їх будови. Як правило, в їх розрізах розвинене часте...
