Одной из важных характеристик продуктивного горизонта, определяющих его производительность и запасы нефти в нем, является насыщенная толщина. Она определяется по комплексу промыслово-геофизических исследований скважин.
Насыщенная толщина продуктивного пласта на месторождении определена по 834 скважинам. Толщина пласта изменяется по скважинам от 1 до 10 метров при средней взвешенной по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, к купольным участкам поднятий.
Наибольшую долю 77,5% площади занимает пласт толщиной менее 4-х метров и лишь 22,5% площади с толщиной более 4 метров. По объему, доля пласта с толщиной менее 4 метров составляет 55,2%, а более 4 метров — 44,8%.
Пористость пласта
Пористость продуктивного пласта определена двумя способами: путем анализа керна в ЦНИПРе НГДУ Аксаковнефть и интерпретации материалов промысловой геофизики по нейтронному гамма каротажу.
Керновый материал отобран в 110 скважинах с охватом всей площади месторождения.
Определение пористости методом насыщения керосином произведено по 1238 образцам.
Открытая пористость составила по изначально насыщенным 10,8% (1036 определения), по насыщенным водой 11,4% (202 определения) и в целом по пласту 10,9%.
По данным нейтронного гамма каротажа средняя пористость по 471 скважине составила 11,2%.
С учетом двух методов пористость по месторождению при подсчете запасов принята равной 11%.
По скважинам пористость изменяется в широких пределах (от 4 до 18%).
Результаты анализа изменчивости пористости приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 — Статистическое распределение пористости:
|
Интервал пористости. | Середина интервала, %. | Количество. | Частность, Z%. |
- 8−9
- 9−10
- 10−11
- 11−12
- 12−13
- 13−14
>14. | - 8,5
- 9,5
- 10,5
- 11,5
- 12,5
- 13,5
- 14,5
| | |
Всего. | | |
Таблица 2.2 — Зависимость пористости от нефтяная насыщенной толщины пласта:
|
Интервал изменения нефтяной насыщенной толщины, м. | Средняя пористость, m%. |
| - 10,75
- 11,10
- 11,73
- 12,78
- 13,94
|
Всего. | 11,0. |
