 |
Нефтегазоносность и другие полезные ископаемые
|
|
|
|
Промышленная нефтегазоносность в пределах Красноленинского свода связана с образованиями коры выветривания, юрскими (базальный слой, шеркалинская, тюменская, абалакская и тутлеймская свиты) и меловыми (викуловская свита) отложениями.
В пределах Пальяновской площади промышленные притоки нефти получены из осадков викуловской (пласты BK1 и ВК2), тутлеймской (пласт ЮК0-ЮК01), абалакской (пласт ЮК1), тюменской (пласты ЮК2-3, ЮК4, ЮК6) свит и базального слоя.
Запасы нефти отложений викуловского горизонта на Пальяновской площади Красноленинского месторождения утверждены в ГКЗ СССР в 1986 году. На 01.01.2009 г. на государственном балансе числятся запасы нефти по пластам ВК1, ВК2, ЮК0-ЮК01, ЮК1, ЮК4, ЮК2-3, ЮК6 и базальному пласту.
По состоянию изученности на 01.01.2009 года в пределах лицензионного участка северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения пробурено 110 скважин, из них 37 разведочных, две водозаборных и 71 эксплуатационная скважина, из них 3 горизонтальных и одна скважина с зарезкой второго ствола. Отложения викуловского горизонта вскрыты 108 скважинами. Отложения юры вскрыты 35 скважинами из них 25 – разведочные. Породы фундамента на Пальяновской площади вскрыты 29 скважинами. Структура залегания пластов и категорий запасов в пределах Пальяновского лицензионного участка представлено на рисунке 1.3.
Пласт BK1 расположен непосредственно под толщей глин нижнехантымансийской подсвиты, толщина которой составляет 135-150 м. Песчано-алевролитовые образования пласта BK1 имеют повсеместное распространение в пределах исследуемой территории. Суммарные эффективные толщины коллекторов изменяются в пределах от 3.9 м (скв.№1308, №9226) до 11.4 м (скв. №414Р). Пласт BK1 достаточно уверенно прослеживается в разрезах скважин по качественным геофизическим характеристикам (отрицательная аномалия ПС, сужение диаметра скважины по каверномеру, положительное приращение на микрозондах и кривых РК). От нижележащего пласта ВК2 он отделяется выдержанным глинистым прослоем, характеризующимся незначительным уменьшением амплитуды на диаграммах ПС, понижением кажущихся сопротивлений и увеличением глинистости по кривым РК.
|
|
|
Залежь нефти приурочена к собственно Пальяновскому и Сиговскому локальным поднятиям. Вскрыта залежь 24 разведочными скважинами на а.о. -1384-1418 м. Опробование пласта ВК1 проведено в 12 скважинах.
Основываясь на данных испытания скважин и интерпретации материалов ГИС ВНК по пласту BK1 принимается на а.о. -1420 м.
Рис. 1.3. Структура залегания пластов и категорий запасов Пальяновского ЛУ
Размеры залежи по внешнему контуру в пределах лицензионного участка (ВНК залежи раскрывается на запад) составляют 19.5×8.2 км, высота залежи 41 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 7.9 м (скв.1320) в центральных частях структуры до 2.0 м (скв.30Р) в краевых зонах. Залежь пластовая сводовая.
Схема эффективных нефтенасыщенных толщин и нефтенасыщенности залежей пласта ВК1 приведены на рис. 1.4. и рис. 1.5. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по площади залежей составляет 2.3 м. Пласт является продолжением аналогичного пласта Ем-Еговской площади. Максимальные толщины порядка 15 метров находятся в районе скважин 414Р и 423Р.
Пласт ВК2 вскрыт на абсолютных отметках -1398.7-1439.7 м. Песчано-алевролитовые образования пласта ВК2 широко распространены в пределах исследуемой площади. Коллекторы пласта замещаются глинами и сильно глинистыми алевролитами в пределах небольшого участка в районе скважины № 21Р, который разделяет нефтенасыщенные коллектора на две залежи. Суммарные эффективные толщины коллекторов изменяются от 1.4 м (скв.№1308) до 14.4 м (скв.№23Р).
|
|
|
Залежь на севере от зоны глинизации вскрыта девятнадцатью скважинами на абсолютных отметках -1396.4-1410.5 м.
По результатам испытания с учетом данных ГИС ВНК северной залежи принят на а.о. -1410.0 м.
Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 4.2×2.1 км, высота залежи 23.0 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.5 м (скв.1365) до 5.4 м (скв.543Р). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.
Залежь на юге от зоны глинизации вскрыта в семи скважинах. Чистонефтянная зона выделяется по скв.№9322, где по ГИС нефть до подошвы на а.о. -1422.3 м.
Учитывая результаты пуска в эксплуатацию и данные ГИС, ВНК залежи принят на а.о. -1420.0 м.
Размеры залежи по внешнему контуру 2.2×1.7 км. Высота залежи 18.5 м. Нефтенасыщенные толщины от 0.9 м (скв. №12338) до 10.1 м (скв. №9323). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.
В плане пласт ВК2 разделен непроницаемой областью, характеризующейся скважиной 21Р, на две залежи, имеющие разные уровни ВНК. По картам видно, что южная залежь пласта включает в себя зону ЧНЗ, а также имеет более хорошие коллекторские свойства, чем северная.
Рис.1.4. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта ВК1
1 – внешний контур нефтеносности, 2 – внутренний контур нефтеносности
Рис. 1.5. Схема нефтенасыщенности пласта ВК1
1 – внешний контур нефтеносности, 2 – внутренний контур нефтеносности
1.6.1. Пласты ЮК0-ЮК01, ЮК1
В пределах Пальяновской площади отложения тутлеймской и абалакской свит вскрыты 22 разведочными и 11 эксплуатационными скважинами на а.о. -2279.4-2447.3 м и -2228.8-2385.9 м, соответственно. Общие толщины их изменяются от 20 до 28 м (тутлеймская свита) и от 14 до 32 м (абалакская свита) соответственно.
Фильтрационно-емкостные свойства пластов ЮК0-ЮК01, ЮК1 определяются степенью их трещиноватости и кавернозности. На данной стадии изученности можно лишь отметить, что участки с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами приурочены к сводовым частям поднятий расположенных в тектонически-напряженных зонах.
Несмотря на полученные многочисленные притоки нефти из отложений тутлеймской свиты и ее аналогов, освоение этого уникального объекта находится на начальной стадии. До сих пор не изучены закономерности распространения залежей, их строение. Кроме этого отсутствуют надежные методы опробования пласта, интенсификации притока, что в ряде случаев может привести к отрицательному результату при испытании нефтенасыщенных участков свиты.
|
|
|
Нефтенасыщенные толщины в отложениях тутлеймской свиты не представляется возможным отнести к какому-либо типу залежей, что связано с достаточно низким уровнем их изученности, не смотря на их региональное распространение. В связи с этим термин залежь в данном случае был взят достаточно условно – под ним понимается непрерывное площадное распространение нефтенасыщенных толщин.
Коллектора тутлеймской свиты являются сложно построенными, эффективная пористость их представлена преимущественно вторичными пустотами. Эффективная толщина прослоев коллекторов не превышает, как правило, 1.4-3.6 м и в сумме составляет обычно не более 4.0-5.0 м.
Промышленная нефтегазоносность тутлеймской свиты (пласт ЮК0-ЮК01) установлена по результатам испытания 11 разведочных и 6 эксплуатационных скважин. По результатам испытания пяти из них были выделены четыре участка категории С1.
Участок в районе скважин №432Р был выделен в пределах километровой зоны на основании совместного испытания (№432Р совместно с ЮК1 – неколлектор). В ходе испытания был получен существенный приток нефти: скв.№432Р – 63.6 м3/сут (в интервале а.о. -2545.0-2517.0 м).
Участок в районе скважины №29Р был выделен в пределах километровой зоны в результате совместного испытания пласта ЮК0-ЮК01 и пласта ЮК1 (неколлектор) в открытом забое (в интервале а.о. -2389.0-2434.0 м) дебит 5.4 м3/сут.
Участок в районе скважины №32Р выделен в пределах километровой зоны на основании ввода в эксплуатацию с пластом ЮК2-3 в обсаженном стволе). При вводе в эксплуатацию был получен приток безводной нефти 3.8 м3/сут (в интервале а.о. -2308.7-2318.5 м).
Запасы категории С2 выделены в западной части участка и охватывает те скважины в которых по интерпретации геофизических материалов выделены нефтенасыщенные коллектора.
|
|
|
Аналогичное строение, по-видимому, имеют нефтенасыщенные коллекторы абалакского горизонта (пласт ЮК1).
В пределах лицензионного участка пласт ЮК1 опробован в 19 разведочных и 8 эксплуатационных скважинах. Отдельное опробование по пласту ЮК1 проводилось в скважинах №№414Р, 1022Р, 9273, 9323. В скважинах №1022Р и №9323 притока не получено. В скважине №414Р в перфорированном интервале а.о. -2320.4-2355.9 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 4.1 т/сут. По комплексу ГИС коллекторы в пласте Ю0-ЮК01 не выделяются. В скважине №9273 получен незначительный приток нефти дебитом 0.7 м3/сут. В скважинах №№441Р, 455Р, 457Р, 1001Р и 1336, 12338 опробование проведено совместно только с тутлеймской свитой. В скважинах №№441Р, 455Р и 457Р притоков не получено, а в скважине №1001Р при испытании интервала на а.о. -2231.2-2251.2 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 52.8 м3/сут. на 10 мм штуцере. В скважинах №1336 и № 12338 в интервале а.о. -2272.9-2305.7 м и а.о. -2228.8-2247 м соответственно, получен приток нефти дебитом 2 т/сут. и 2.5 т/cут. В скважинах №№22Р, 23Р, 31Р, 32Р, 35Р, 44Р, 96Р, 432Р, 465Р и 1009Р и в четырех эксплуатационных скважинах (№9322, 12364, 12366, 12394) пласт ЮК1 испытан в открытом стволе совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свит, базального пласта и образованиями палеозоя. В скважинах №№23Р, 32Р, 44Р, 96Р и 432Р в разрезе ЮК1 по комплексу ГИС коллекторы не выделяются. Полученные притоки нефти связаны, очевидно, с коллекторами тюменской свиты и базального пласта. В скважинах №465Р и №1009Р притоков не получено. В скважине №12364 опробование проводилось открытым забоем совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свит, в результате которого получен фонтанирующий приток нефти дебитом 280.3 т/сут. При отдельном опробовании пласта ЮК1 на а.о. -2248.1-2266.1 получен приток нефти с незначительным содержанием воды (н-11.1 т/сут, в-1.2 т/сут). В скважине №12394 опробование проводилось открытым забоем совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свитами и базального пласта, в результате которого получен фонтанирующий приток нефти дебитом 234 т/сут. При отдельном опробовании пласта ЮК1 на а.о. -2291.7-2300.5 получен фонтанирующий приток нефти с незначительным содержанием воды (н-12.4 т/сут, в-0.3 т/сут). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 (скв. 9273) до 6.4 м (скв. 1336). По результатам испытания и пуска в эксплуатацию восьми скважин были выделены пять участков категории С1.
Участок в районе скважины №44Р был выделен в пределах километровой зоны в результате испытания пласта ЮК0-ЮК01 с пластами ЮК4-ЮК6 в открытом стволе, при испытании в интервале пласта по геофизике интепретируемом как неколлектор был получен фонтан нефти дебитом 160,0 м3/сут.
|
|
|
Участок в районе скважин №414Р был выделен в пределах километровой зоны на основании испытании скв. №9273, где при испытании в обсаженном стволе получен приток дебитом 0,7 м3/сут безводной нефти. При воде в эксплуатацию из скважины с пластом ЮК2-3 получен приток нефти – 2,4 т/сут. Так же при вводе в эксплуатацию скв.№1336 с пластом ЮК0-ЮК01 получен приток безводной нефти 2.0 т/сут (в интервале а.о. -2277.0-2305.0 м).
При испытании открытым забоем до палеозоя скв. №414Р получен приток ФБР, при вводе в эксплуатацию скв. в обсаженном стволе совместно с пластом ЮК0-ЮК01 в интервале а.о. пласта -2347,4-2355,4 получен 4,1 м3/сут безводной нефти.
Участок в районе скв. №12338 выделен на основании пуска в эксплуатацию совместно с пластом ЮК0-ЮК01 где получен приток безводной нефти дебитом 2,5 т/сут из интервала а.о. -2228,2-2247,0.
Участок в районе скв.№31Р выделен на основании испытания открытым забоем до палеозоя, где получен приток безводной нефти 1,54 м3/ сут.
Запасы категории С2 выделены в западной части участка и охватывает те скважины в которых по интерпретации геофизических материалов выделены нефтенасыщенные коллектора.
1.6.2. Пласт ЮК2-3
На описываемой площади выделена крупная литологически и стратиграфически экранированная залежь. В пределах лицензионного участка пласт ЮК2-3 выклинивается на поверхность фундамента, также имеет место замещение коллекторов пласта на глины, на западе переходящее в литологический экран, в центре участка – локализованное в районе скважины № 9250-2. Границы выклинивания пласта проведены по данным сейсмики, замещение коллекторов проводилось в большинстве случаев на середине расстояния между скважинами. ВНК в пределах залежи не выделялся, по причине отсутствия водоносных пропластков во вскрытых скважинах на территории лицензионного участка. Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 22.9×7.2 км, высота около 170 м. Тип залежи стратиграфически и литологически экранированная.
Пласт ЮК2-3 в пределах лицензионного участка является единой залежью, на севере лицензионного участка характеризующейся высокими для тюменской свиты эффективными толщинами – до 9.4 м (скважина 441Р). В южной части залежь прерывается зонами замещения и многочисленными областями выхода фундамента. Коллекторские свойства и нефтенасыщенность пласта распространены в плане без соблюдения какой-либо закономерности.
1.6.3. Пласт ЮК4
В пределах исследуемой площади пласт вскрыт на а.о. -2350-2505 м. Общие толщины пласта изменяются от 9 м до 20 м. Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Коллекторы крайне не выдержаны как в разрезе, так по простиранию, подвержены выклиниванию, литологическому замещению непроницаемыми разностями пород. Зоны замещения коллекторов занимают большую часть территории исследуемой площади (№№42Р, 465Р, 31Р, 9250-2, 414Р, 26Р, 9273, 1009Р, 30Р, 96Р, 458Р, 23Р). Границы замещения коллекторов пласта ЮК4 в большинстве случаев проводились на середине расстояния между скважинами, в которых выделены коллекторы и скважинами, в которых они отсутствуют. В скважинах №9426, 9322, 9323, 12366, 12394, 463Р и 22Р произошло выклинивание пласта. На северо-западной части Пальяновской площади в пределах продуктивного пласта ЮК4 по материалам ГИС и результатам опробования и эксплуатации скважин выделяется пять залежей. Строение залежей мозаичное.
Залежь в районе скважины №32Р вскрыта шестью скважинами №№32Р, 44Р, 455Р, 457Р, 441Р и 432Р. В северной части залежь выклинивается на фундамент, с северо-запада и востока замещается непроницаемыми глинистыми породами, а на севере и западе ограничивается границей лицензионного участка. По данным ГИС коллекторы пласта во всех скважинах характеризуются как нефтенасыщенные. Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 8.8×7.8 км, высота залежи около 87 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3.6 м (скв. 432Р) до 8.2 м (скв.441Р). Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированной.
Залежь в районе скважины №29Р находится в западной части Пальяновской площади и вскрыта одной скважиной №29Р. С севера и востока залежь выклинивается на фундамент, с запада ограничен лицензионным участком, а на юге замещается глинистыми породами. По материалам ГИС скважина нефтенасыщена до подошвы. Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 3.4×3.8 км, высота залежи около 20 м. Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированной.
Залежь вскрыта одной скважиной – № 37Р. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы. Размер залежи 4.8×3.8 км, амплитуда залежи 26 м. Залежь литологически замкнутая.
Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 2.0×1 км, высота залежи около 40 м. Залежь стратиграфически и литологически экранирована.
Залежь в районе скважины № 35Р вскрыта одной скважиной №35Р. Залежь с севера, запада и востока замещается глинистыми породами, а на юге ограничена границей лицензионного участка. Скважина №451Р вскрыла пласт за пределами лицензионного участка. По данным ГИС коллекторы пласта ЮК4 характеризуются как нефтенасыщенные. Размер залежи 0.75×1.3 км, высота залежи около 15 м. Залежь относится к типу литологически экранированных.
1.6.4. Пласт ЮК6
Пласт вскрыт на а.о. -2370-2550 м. Общие толщины пласта изменяются от 7 м до 22 м. Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Пласт практически на всей исследуемой территории осложнен выступами фундамента, выклиниванием (№№432Р, 32Р, 9426, 9250-2, 414Р, 26Р, 9273, 1009Р, 9322, 9323, 12366,12394, 463Р, 22Р, 35Р) и замещением пласта непроницаемыми глинистыми породами (№№42Р, 457Р, 37Р, 465Р, 31Р, 29Р, 30Р, 458Р, 23Р). Коллекторы выявлены только в северо-западной части лицензионного участка с небольшими эффективными толщинами от 1 м (скв. 455Р) до 1.4 м (скв. 44Р).
Залежь в районе скважины № 455Р вскрыта тремя скважинами (№№44Р, 455Р, 441Р). По интерпретации ГИС пласт в данных скважинах нефтенасыщен до подошвы. Скважина №34Р вскрыла пласт за пределами лицензионного участка. Размер залежи 4.2×8.4 км, амплитуда залежи 62 м. Залежь относится к типу литологически экранированных.
1.6.5. Базальный пласт
Отложения базального пласта в пределах северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения имеют широкое плащеобразное распространение и отсутствуют только в сводовых частях поднятий, где породы фундамента перекрываются отложениями абалакской и тутлеймской свит. Коллекторы базального слоя в пределах исследуемой территории локализуются в пределах присводовых частей поднятий, в сводах которых отсутствуют отложения тюменской свиты (коллекторы вогулкинского типа), и в глубоких прогибах (коллекторы шеркалинского типа).
На исследуемой площади коллекторы базального пласта вскрыты 16 скважинами, три (№№463Р, 22Р, 451Р) из которых находятся за границей лицензионного участка, на а.о.-2333-2633 м. С коллекторами базального пласта связано четыре выявленных залежи нефти.
Залежь в районе скважины № 32Р находится районе Сиговского поднятия и вскрыта тремя скважинами №42Р, №432Р и №32Р и связана с коллекторами базального горизонта, рукавообразно распространяющимися от сводовой части Сиговского поднятия в северо-восточном направлении. Залежь с севера ограничена границей лицензионного участка и выходом фундамента, с запада пласт замещается на глинистые породы, а в районе скважины № 432Р выклинивается на фундамент, с востока залежь замещается и на юге выклинивается на фундамент.
В скважине №432Р при совместном испытании открытым забоем коллекторов базального пласта с другими среднеюрскими пластами получен приток нефти дебитом 63.6 м3/сут. В скважинах №42Р и № 32Р получены слабые притоки нефти дебитом 0.13 м3/сут. при СДУ=1307 м и дебитом 0.157 м3/сут при СДУ=1296 м соответственно при совместном опробовании открытым забоем с другими пластами. Нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0.6 (скв. №32Р) до 3 м (скв. №432Р).
Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 10.3×2.9 км, высота залежи около 139 м. Залежь относится к типу рукавообразных стратиграфически и литологически экранированных.
В районе скважины № 29Р находится замкнутая стратиграфически экранированная залежь. Залежь вскрыта двумя скважинами №29Р и №26Р. Обе скважины были опробованы совместно с другими пластами и в открытом стволе получили незначительные притоки нефти дебитами 1.6 м3/сут. и 0.3 м3/сут соответственно.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 3.2 м (скв.№26Р) до 4.2 м (скв.№22Р). Размер залежи 7×3.5 км, амплитуда залежи 93 м. Залежь относится к типу стратиграфически замкнутых и литологически экранированных.
Залежь в районе скважины № 31Р представляет собой одно из ответвлений залежи Кальмановского прогиба. В пределах лицензионного участка коллекторы базального пласта распространены относительно узкой (2.0-3.5 км) извилистой полосой близкого к меридиональному простиранию. Залежь вскрыта двумя скважинами №31Р и №96Р. Совместное опробование в открытом стволе с отложениями тюменской свиты проведено во всех скважинах. В скважине №31Р получен фонтанирующий приток нефти дебитом 1.54 м3/сут. на 2 мм штуцере, а в скважине №96Р получен приток воды.
Приток воды в скважину возможно поступал из более глубоких пород коры выветривания или палеозоя. По данным ГИС коллекторы базального пласта характеризуются, как нефтенасыщенные до подошвы.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 м (скв.№31Р) до 6.8 м (скв.№96Р).
Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 15.5×2.8 км, высота ≈ 183 м.
Залежь относится к типу рукавообразных стратиграфически и литологически экранированных.
В присводовой части собственно Пальяновского поднятия (р-он скв. №22Р и №23Р) коллекторы базального пласта распространены вблизи выступов фундамента выявленных в скважинах №1001Р, № 12364 и №12338.
В пределах лицензионного участка залежь вскрыта двумя разведочными (№458Р и №23Р) и тремя эксплуатационными скважинами №№ 9322, 12366, 12394. Скважины №№22Р, 463Р и 451Р находятся за лицензионным участком. Испытание проведено в открытом стволе совместно с продуктивными пластами тюменской свиты и образованиями палеозоя, а в эксплуатационных скважинах также и с пластами Ю0-ЮК01, ЮК1. При испытании в скважине №12394 получен фонтанный приток нефти дебитам 234 м3/сут на 8 мм штуцере. В скважине №9322 получен приток дебитом 1.1 м3/сут. В скважине №23Р совместно с другими пластами открытым забоем был получен приток нефти 144 м3/сут. При испытании скважины №458Р получен приток нефти 19.6 м3/сут. на 6мм штуцере. Залежь находится в чисто нефтяной зоне. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 до 5.0 м. Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 3.8×4 км, высота ≈77 м. Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированных.
Статистическое описание толщин и неоднородности продуктивных пластов приведено в таблице 1.3.
В районе исследований разведанные запасы минерального сырья, пригодного для строительных целей, составляют: глины – 5 млн. м3, а песчано-гравийной смеси (ПГС) и строительных песков – 28 млн. м3. Многие из месторождений строительных материалов расположены в непосредственной близости от г. Нягань. Наиболее крупными из них являются: месторождения кирпичного сырья – Октябрьское, расположенное в 0.5 км к северо-востоку от пос. Октябрьское, Нягынское – в 0.2 км южнее станции Нягань, Северо-Нягыньское – в 3.5 км от г. Нягань; месторождения песчано-гравийной смеси и песков – Шеркальское, расположенное в 15 км от пос. Шеркалы, Больше-Атлымское, Нягыньюганское в 32 км от г. Нягань [13].
Таблица 1.3.
Статистическое описание коллекторов продуктивных пластов Пальяновской площади
| Параметр | Показатели | ВК1 | ВК2 | ЮК0-01 | ЮК1 | ЮК2-3 | ЮК4 | ЮК6 | БГ | ||||
| ЧНЗ | ВНЗ | В целом | ЧНЗ | ВНЗ | В целом | ЧНЗ | ЧНЗ | ЧНЗ | ЧНЗ | ЧНЗ | ЧНЗ | ||
| Общая толщина, м | Среднее | 17,6 | 18,2 | 17,8 | 18,1 | 14,8 | 14,9 | 25,7 | 25.3 | 22.3 | 17.3 | 17.1 | 14.4 |
| Коэфф. вариации, д.ед. | 0,133 | 0,1 | 0,125 | - | 0,161 | 0,163 | 0,463 | 0,279 | 0,350 | 0,180 | 0,516 | 0,763 | |
| Интервал изменения | Мин | 11,6 | 14,7 | 11,6 | 18,1 | 12,0 | 12,0 | 20,9 | 6.6 | 9.8 | 7.8 | ||
| Макс | 24,4 | 22,3 | 24,4 | 18,1 | 21,0 | 21,0 | 28,5 | 32.3 | 31.8 | 26.5 | 22.4 | 28.2 | |
| Эффективная толщина, м | Среднее | 6,0 | 7,4 | 6,4 | 9,5 | 4,9 | 5,1 | 5,8 | 1.6 | 4.8 | 3.8 | 1.3 | 1.5 |
| Коэфф. вариации, д.ед. | 0,214 | 0,372 | 0,300 | - | 0,544 | 0,544 | 0,443 | 0,538 | 0,609 | 0,379 | 0,172 | 0,537 | |
| Интервал изменения | Мин | 3,4 | 3,8 | 3,4 | 9,5 | 1,2 | 1,2 | 0,6 | 0.96 | 0.99 | 3.6 | 0.6 | |
| Макс | 8,2 | 13,5 | 13,5 | 9,5 | 12,5 | 12,5 | 9,8 | 6.4 | 9.5 | 9.8 | 1.4 | 6.8 | |
| Эффективная нефтенасыщенная толщина, м | Среднее | 6,0 | 4,5 | 5,6 | 9,5 | 2,8 | 3,1 | 5,8 | 1.6 | 4.8 | 3.8 | 1.3 | 1.5 |
| Коэфф. вариации, д.ед. | 0,214 | 0,587 | 0,335 | - | 0,957 | 0,956 | 0,443 | 0,538 | 0,609 | 0,379 | 0,172 | 0,537 | |
| Интервал изменения | Мин | 3,4 | 1,7 | 1,7 | 9,5 | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 0.96 | 0.99 | 3.6 | 0.6 | |
| Макс | 8,2 | 11,7 | 11,7 | 9,5 | 12,5 | 12,5 | 9,8 | 6.4 | 9.5 | 9.8 | 1.4 | 6.8 | |
| Эффективная водонасыщенная толщина, м | Среднее | - | 3,4 | 3,4 | - | 2,7 | 2,7 | - | - | - | - | - | - |
| Коэфф. вариации, д.ед. | - | 0,788 | 0,788 | - | 0,611 | 0,611 | - | - | - | - | - | - | |
| Интервал изменения | Мин | - | 0,4 | 0,4 | - | 0,6 | 0,6 | - | - | - | - | - | - |
| Макс | - | 13,5 | 13,5 | - | 6,9 | 6,9 | - | - | - | - | - | - | |
| Коэффициент песчанистости, д.ед. | Среднее | 0,34 | 0,40 | 0,34 | 0,52 | 0,33 | 0,34 | 0,2 | 0.2 | 0.2 | 0.3 | 0.07 | 0.3 |
| Коэфф. вариации, д.ед. | 0,221 | 0,337 | 0,278 | - | 0,508 | 0,500 | 0,523 | 0,659 | 0,584 | 0,368 | 0,323 | 0,752 | |
| Интервал изменения | Мин | 0,18 | 0,22 | 0,18 | 0,52 | 0,08 | 0,08 | 0,02 | 0.02 | 0.05 | 0.2 | 0.05 | 0.04 |
| Макс | 0,55 | 0,65 | 0,65 | 0,52 | 0,76 | 0,76 | 0,4 | 0.4 | 0.35 | 0.5 | 0.09 | 0.8 | |
| Коэффициент расчлененности, ед. | Среднее | 4,9 | 4,3 | 4,7 | 4,7 | 4,8 | 3,2 | 1.7 | 3.64 | 1.25 | 2.86 | ||
| Коэфф. вариации, д.ед. | 0,320 | 0,402 | 0,346 | - | 0,437 | 0,431 | 0,529 | 0,647 | 0,633 | 0,427 | 0,346 | 0,474 | |
| Интервал изменения | Мин | ||||||||||||
| Макс |
2. ХАРАКТЕРИСТИКА И ИЗУЧЕННОСТЬ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПАЛЬЯНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ КРАСНОЛЕНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
|
|
|
