Главная | Обратная связь
МегаЛекции

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

 





Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015- 2021 megalektsii.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.