|
УДК 553.98.061.4 |
© В.Н. Корчемкин, С.В. Архипов, Н.Я. Медведев, 1997 |
ЛИТОЛОГИЯ И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
AC4-AC12 МЕСТОРОЖДЕНИЙ СУРГУТСКОГО РАЙОНАВ.Н.
Корчемкин С.В Архипов (СибНИИНП), Н.Я. Медведев (ОАО "Сургутнефтегаз")На территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз" в пластах
AC4-AC12 (готерив-барремские отложения, вартовская свита) выявлен ряд залежей нефти и газа, в которых сосредоточены большие запасы УВ. Наиболее крупные залежи приурочены к разным пластам и горизонтам, например: на Федоровском месторождении - к горизонту АС5-8, на Быстринском - к пластам АС7 и AC8, на Лянторском - к AC9 и АС10.По геологическому строению и особенностям формирования пласты существенно отличаются от нижезалегаюших валанжинских отложений. Свойства их коллекторов ранее описывались только по единичным объектам, на основе явно недостаточного числа анализов и рассматривались с точки зрения мелководно-морского генезиса [1,3].
К настоящему времени в исследовании керна накоплен огромный фактический материал. Его комплексное обобщение позволило впервые количественно охарактеризовать свойства этих пластов и выявить ряд их особенностей (в обработке данных принимали участие Н.А.
Доронина, Н.Ф. Панченко, Н.В. Шарапова).Исследование пористости эффективных прослоев пластов охватило более чем 14 тыс. образцов из 648 скважин 19 месторождений. Наибольший объем керна изучен из пластов
AC9 и АС10 (табл. 1).Следует подчеркнуть, что предварительно проведенный анализ показал: вынос керна из эффективных прослоев высокий (в среднем 65 %) и представительный (не зависит от ФЕС), плотность анализов (в частности, определение пористости в среднем 5-6 образцов на 1 м, т.е. в 3-4 раза выше оптимальной) тоже высокая.
Кроме общепринятых показателей были получены численные оценки коэффициента водоудерживающей способности (Квс) - комплексного показателя качества коллекторов, учитывающего все литолого-физические свойства породы (Корчемкин В.Н., 1983). Чем больше неэффективных пор, тем выше Квс
.Коллекторы основных продуктивных пластов группы АС характеризуются следующими особенностями:
преобладают мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты,
Md зерен чаще 0,09-0,12 мм (см. табл. 1);минеральный состав весьма стабилен. В основном коллекторы полимиктовые, кварц-полевошпатовые, со значительным количеством обломочного материала (10-30 %) и примесным (1-3 %) -
слюд;цемент в основном глинистый, по составу чаще каолинитовый, порового типа распределения, реже хлоритовый пленочный и гидрослюдистый поровый;
отсортированность хорошая, реже – средняя и плохая (среднее
S0 = 1,6-2,0), глинистость умеренная (среднее 9-14 %), карбонатность низкая (1-3 %);вторичные преобразования пород (регенерация кварца, пелитизация полевых шпатов и т.п.) неинтенсивны;
наблюдаются слоистая и зональная неоднородность отложений, переслаивание и замещение коллекторов глинистыми породами; развиты различные типы слоистости горизонтальная, мелко-крупнокосая, волнистая, обусловленные неравномерным распределением чешуек слюд, растительного детрита и сменой гранулометрического состава слойков;
гранулометрические параметры широко варьируют как по разрезу и плошали пластов каждого месторождения, так и в региональном плане (см.
табл. 1).Распространение разных литологических типов пород, их частая взаимосмена не только по разрезу, но и по латерали (нередко даже в соседних скважинах) , наличие глинистых покрышек над пластами и их невыдержанность в восточной части территории отражены на
рис. 1. Анализ особенностей геологического строения кернового материала и региональные палеогеографические построения свидетельствуют о том, что пласты группы АС – аллювиальные отложения. Они формировались при активной деятельности речных систем, что отразилось на характере их образований -русловых и пойменных. При этом формирование пластов прерывалось трансгрессиями моря с запада, в результате чего над пластами коллекторов откладывались глинистые пачки морского генезиса. Наиболее далеко на восток (до Быстрицкой площади) они распространены над пластом АС9.В восточной части исследуемой территории глинистые прослои пластов группы АС представлены преимущественно образованиями пойменного комплекса. Уже по своему генезису эти пачки глин не могут иметь регионального распространения в отличие от таковых морского происхождения. Они менее выдержаны, в них могут быть зоны опесчанивания. В результате этого в нижних пластах группы АС в восточной части Сургутского свода не встречено скоплений УВ, которые как бы "всплыли" в более верхние пласты и регионально экранируются здесь глинами алымской свиты.
Напротив, наличие пачек глин морского генезиса на западе Сургутского свода обусловило присутствие залежей
УВ в нижней части комплекса пластов группы АС.Палеогеографические построения позволили выявить конкретные участки преимущественного развития русловых и пойменных отложений. Анализ их фильтрационных свойств показывает, что в последних проницаемость обычно меньше (
Kпр чаше меньше 100 • 10-3 мкм2). В русловых отложениях преобладают породы с Кпр (100-500) • 10-3 мкм2, а в их стрежневых частях (сравнительно узкие полосы коллекторов, сформировавшихся в участках рек с повышенной скоростью течения) проницаемость наиболее высокая - чаще больше 500 и даже больше 1000·10-3 мкм2.Отметим еще три важные особенности формирования пластов.
1. Преобладает субширотный характер стрежневых (наилучших по Кпр) коллекторов. Причина - погружение аллювиальной равнины на запад к неокомскому палеобассейну.
2. Наклоны поверхности напластования были обычно очень небольшие (на Быстринской площади, например, 0,1°). В связи с этим реки и протоки активно меандрировали, в результате чего по площади широко откладывались русловые осадки. Более же глинистые осадки речных пойм многократно перемывались и в значительной степени переносились течением в морской палеобассейн.
В то же время часть пойменных отложений на некоторых участках пластов сохраняется и картируется на палеогеографических картах.
3. Интенсивное меандрирование русел рек приводило нередко к смене по разрезу русловых фаций на пойменные и наоборот, вследствие чего фактические ФЕС могут не согласовываться с выделенными на картах фациями. В частности, на участках преобладания пойменных фаций могут встречаться и коллекторы
весьма высокого качества. В связи с этим практическая значимость палеогеографических карт для прогноза ФЕС пластов группы АС существенно снижается. При значительной степени разбуренности такие карты позволяют более аргументированно и с высокой детальностью выделять зоны коллекторов разных уровней ФЕС.Из указанных особенностей формирования следует важный вывод: методика построения карт коллекторских свойств, когда лучшие ФЕС предполагаются в сводовой части поднятия (в ряде случаев справедливая для отложений морского генезиса) для аллювиальных отложений ошибочна. Построение карт ФЕС пород-коллекторов аллювиального генезиса необходимо осуществлять путем интерполяции имеющихся определений ФЕС пород на палеогеографической основе.
Помимо полосовидного, встречается и очагово-пятнистый характер распространения коллекторов.
Как пример изменчивости проницаемости на площади такого рода может служить пласт АС
9 Лянторского месторождения (рис. 2). Картируемые на Тайбинской площади полосы коллекторов разных классов прослеживаются и восточнее на соседних северных структурах Вачимского месторождения. В отличие от пласта AC9 субширотные полосы стрежневых коллекторов (I и II классы) пласта АС10 того же Лянторского месторождения и горизонта АС5-8 Федоровского месторождения значительно шире и менее извилисты, а коллекторы с Кпр < 100 •10-3 мкм2 картируются на значительно меньших площадях. В ряде пластов преобладают коллекторы IV класса, а субширотные полосы выделяются не везде (из-за малочисленности скважин, охарактеризованных керном).Нижние пласты на западе и северо-западе территории имеют морской или смешанный генезис. Так, пласт
AC11 Лянторского месторождения, сформировавшийся вблизи береговой зоны моря, слагается морскими (на западе) и континентальными (на востоке) осадками. В отличие от более восточных площадей выделяемые здесь палеогеографические области имеют субмеридиональное направление.К западу и северо-западу от Лянторского месторождения в связи с увеличением глинистости и уменьшением зернистости коллекторы ухудшаются:
IV, затем V классы и далее региональное замещение глинами.Следует подчеркнуть, что для оптимальной изученности залежей необходимо определенное число скважин с керном, которое зависит от ряда факторов. Наиболее детально этот вопрос рассмотрен в работе А.Я.
Фурсова [2]. Исходя из ее рекомендаций установлено, что для ряда изученных пластов недостаточно имеющихся к настоящему времени скважин для детальной площадной характеристики изменчивости их свойств, хотя средние параметры по ним и могут быть достаточно достоверными. Причина: низкая освещенность толщин пластов керном (в среднем 21 %, редко - до 50 %), большие площади со сложным строением пластов, значительные запасы УВ по многим залежам.В связи с этим приведем ФЕС (средневзвешенные по величине эффективной толщины) для наиболее изученных месторождений (
табл. 2). Месторождения приурочены к восточной, центральной и западной частям рассматриваемой территории. Для большинства других залежей дифференцированная оценка параметров по зонам насыщенности, участкам площади и т.д. оказывается не всегда правомерной, так как рассчитанное различие обусловливается не реальностью, а непредставительной изученностью. К сожалению, при подсчетах запасов и проектировании разработки это не всегда учитывается.Для рассматриваемых и аналогичных неоднородных отложений при оценке параметров необходимо учитывать еще одну особенность: возможное завышение средних Кпр при наличии аномально высоких Кпр. Например, для южной залежи пласта АС
7 Вачимского месторождения средняя КПр равна 31 • 10-3 мкм2 , а с учетом же двух высокопроницаемых образцов она получается в 6 раз выше (см. табл. 2). Средние Кп и Квс при этом существенно не изменяются.Влияние таких Кпр по единичным образцам или скважинам особенно сказывается при дифференциации пласта на более мелкие объекты (уменьшается вероятность представительной характеристики) . В таких случаях целесообразно оценивать параметры раздельно – основной части площади и участка со скважиной с аномальным значением Кпр
.Итоги изучения коллекторских свойств, их изменчивость по каждому пласту, рассмотренному в региональном плане по территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз", представлены на рис. 3 (см. табл. 1). Графики изменчивости этих свойств по одним пластам практически одинаковы (АС
9, АС10), по другим существенно различаются: например, по пластам горизонта AC5-8 Моховой и Восточно-Моховой площадей, где эти пласты - единый подсчетами объект (размыв, невыдержанность глинистых прослоев), и по пластам горизонта АС7-8, развитым на площадях Быстринско-Федоровского участка территории.Не останавливаясь на особенностях изменения ФЕС каждого пласта в региональном плане, отметим, что сравнение их фильтрационных свойств показывает (см. табл. 1):
наиболее высокими средними Кпр характеризуются горизонты АС
5-6 и АС5-8 (Моховая и Восточно-Моховая площади), округленно они равны 460 и 400 • 10-3 мкм2;высокие (но ниже, чем в
AC5-8) средние Кпр у АС9, АС10 и АС4 - (270-340)·10-3мкм2;достаточно хорошая Кпр и у
AC11 Лянторского месторождения - 250 • 10-3 мкм2;из пластов горизонта АС
7-8 наилучший - AC8, выделяемый в центре территории, - 180 • 10-3 мкм2;для остальных пластов горизонта
AC7-8 и AC11 (без Лянторского месторождения) Кпр значительно ниже - (70-100)·10-3 мкм2;в АС
12 Кпр низкая - 45 • 10-3 мкм2.По емкостным свойствам наихудшие пласты АС
12 и AC11 (без Лянторского месторождения), в среднем Кп здесь составляет 22 %. Во всех остальных они существенно не различаются и обычно равны 24-25 %, по АС5-8 - 26 % (см. табл. 1). по некоторым месторождениям отдельные зоны и пласты имеют более высокую Кп - 27-28 % (см. табл. 2).В водоносных частях пластов группы АС пористость обычно несколько ниже - чаще на 1 % и менее, проницаемость хуже (см. табл. 2). Разница же в ФЕС нефте- и газонасыщенных частей неоднозначна и нередко обусловлена их недоизученностью.
У наиболее проницаемых пластов средние Квс сравнительно невысокие (29-32 %), у менее проницаемых - выше (по АС
12 - 46 %) (см. табл. 1). В то же время для некоторых пластов с достаточно хорошей Кпр характерна высокая КЕС (АС4 -38 %), что обусловлено наличием в них множественных прослоев с большим числом субкапиллярных пор.Отметим, что зависимость коллекторских свойств от литологических параметров (считающаяся обычно очевидной) зачастую не проявляется: из-за одновременного, но неоднозначного влияния разных гранулометрических параметров, в основном
Md зерен, глинистости и (реже) отсортированности, корреляционные отношения их связей с пористостью очень низкие (< 0,2-0,4), с проницаемостью они выше, но тоже невысокие (0,5-0,7). Минеральный состав (из-за стабильности) и вторичные изменения (несущественные) значительного влияния на изменение коллекторских свойств не оказывают. Очень тесные связи наблюдаются между Кпр и Квс (0,9 и выше).Выводы
1. Коллекторы пластов группы АС -это в основном мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, по составу полимиктовые: с глинистым каолинит-поровым цементом и несущественными вторичными изменениями. Их проницаемость нередко значительно варьирует по разрезу и площади, что обусловлено их генезисом - это преимущественно аллювиальные отложения, формировавшиеся в условиях активного меандрирования речной сети по полого-наклонной на запад равнине.
2. Наилучшие по Кпр коллекторы
(I-II классы) нередко картируются субширотными полосами в стрежневых участках русел, худшие (IV-V классы) - в пойменных отложениях.На одних площадях и участках преобладают русловые отложения, на других – пойменные (очагово-пятнистый характер) . В западной части территории нижние пласты группы АС мелководно-морского или смешанного генезиса; к западу и северо-западу от Лянторского месторождения качество коллекторов ухудшается вплоть до региональной глинизации.
3. Выявленная неоднородность пластов предопределяет необходимость учета ряда рассмотренных в работе факторов: правомерность дифференцированной характеристики пласта по объектам, наличие аномальных
Kпр, методические особенности построения карт и т.д.4. ФЕС основных по запасам объектов хорошие: средние Кпр - (301-582) • 10-3 мкм2; KП - 24-26 %; наименьшие они в пластах AC12: Kпр -45• 10-3 мкм2: Кп-22 %. Однозначного различия в ФЕС нефте- и газоносных частей пластов не наблюдается, в водоносных они обычно хуже.
5. Несмотря на различие и неоднородность пластов по величинам Кпр, их средние оценки пористости (как в скважинах по площади, так и при сравнении пластов) варьируют мало: у пластов AC11, AC12 средние чаще составляют 22 %, у остальных - 24-26 %.
6. В дальнейшем пласты ряда месторождений рекомендуется доизучнть (особенно Кпр), учитывая выявленные закономерности распределения коллекторов и необходимость обеспечения оптимального и представительного для площади числа скважин с отбором керна.
Литература
Over the territory of Surgutneftegas activity by results of summarizing of very large number of core analysis (more than 14 thous.samples from 19 fields) and paleogeographic reconstructions, Hthological reservoir properties of pay zones of the group AC and features of their alteration versus formation conditions are characterized.
The article reports mean values of granulometric parameters and reservoir properties for all pay zones studied in regional plan; diagrams of their porosities-permeabilities properties change, geological section of deposits discussed, parameters of the main horizons of a number of fields and map of permeability for one of formations.
Formations are mainly composed of alluvial deposits. Reservoirs with the greatest porosity coefficient (classes II and I) are often recognized as a sublatitudinal bands (mid-stream parts of channels), while with low porosity coefficient (less than < 100 . 10"3 mkm2) in flood-plain deposits which in some areas are prevailed over channel ones.
The recognized heterogeneity of formations necessitates to take into account a number of factors discussed in the article.
Таблица 1
Коллекторскне свойства и гранулометрические параметры пластов группы АС Сургутского района|
Пласты, горизонты |
Число |
Кпр,% |
Число |
Кпр• 10 -3мкм2 |
Число |
Квс, % |
Число |
Потери от 5 % НС1, % |
Содержание зерен, %, при различных диаметрах, им |
Коэффициент сортировки, S0 |
Медианный диаметр, Md, мм |
||||||||||
|
месторождений |
скважин |
o пределений |
скважин |
определений |
скважин |
определений |
скважин |
определены |
>0.25 |
0.25-0.1 |
0,10-0,05 |
0,05-0,01 |
<0.01 |
||||||||
|
АС 4 |
6 |
46 |
848 |
24,8/ 14,9-35,5 |
38 |
274 |
268/0,7-1884 |
35 |
233 |
38,2/15,1-85,5 |
31 |
154 |
0,9/ 0-5,4 |
3,9/3.9-40.0 |
41.8/ 5.1-79.6 |
40,8 5,0-81,2 |
13,5 4.0-31.2 |
1.88/ 1.13-6.00 |
0,09 0,02-0,24 |
||
|
АС 5-6 |
8 |
27 |
347 |
24,7/ 15,9-30,9 |
24 |
171 |
458/3,9-2536 |
24 |
170 |
31,6/16,6-70,3 |
13 |
41 |
1,1/ 0-7,9 |
4,5/0-35.0 |
48,8 24-80,1 |
35,3 5,2-70,3 |
11,4 3,1-36,6 |
1,82/1.27-3.32 |
0,11 0,02-0,18 |
||
|
АС 5-8 (Моховая и Восточно-Моховая плошали) |
1 |
46 |
1637 |
26,1/11,8-36,4 |
44 |
568 |
396/1,4-2610 |
44 |
504 |
30,5/9,2-85,1 |
187 |
0,8/ 0-13,4 |
3.0/0-34,9 |
47.3/ 2,7-75,3 |
22.6/ 2,5-72,2 |
13.5/ 3,1-42,3 |
13,6 3,7-33,8 |
2,01/1.26-3.48 |
0,10 0,03-0,19 |
||
|
АС 7-8 (А7+А7-8+ +А81+А82) |
10 |
186 |
2855 |
24,3/ 11,8-36,4 |
167 |
1291 |
126/0,2-2611 |
156 |
1098 |
41,8/9,2-91,0 |
75 |
349 |
3,5/ 0-12,0 |
3,2/0-40,0 |
28,0 0,3-80,0 |
33,0 1,0-76,0 |
22,0 1,5-83,0 |
14 0/ 3.4-43.0 |
1,93/1.18-4.60 |
0,08 0,02-0.21 |
|
|
АС 9 |
И |
166 |
3869 |
24,8 16,0-32,0 |
157 |
1676 |
273/0.8-3690 |
152 |
1657 |
30,0/11,5-83,5 |
44 |
203 |
1,6/0-26.1 |
2,9/0-43,7 |
49,5/ 2.2-78.8 |
25,4 2.6-66.7 |
12,1-2,0-59,0 |
10,1 2,2-27,7 |
1.73/1,21-2,98 |
0,11 0,02-0,25 |
|
|
АС 10 |
9 |
132 |
4099 |
23,8 /12,9-29,9 |
126 |
1629 |
342/0,3-2735 |
126 |
1603 |
28,7/13.4-83,0 |
42 |
357 |
2,0/0-17.7 |
2,6/0-53.8 |
60,7/ 0,2-84.9 |
27,0 6,4-81.3 |
9,7 1.7-23,0 |
1,70 1,12-3,26 |
0,11 ,02-0,25 |
||
|
АС 11 |
8 |
26 |
367 |
23,0 /13,6-28,6 |
26 |
174 |
139/1,6-698 |
26 |
171 |
34,3/19,7-79,0 |
11 |
41 |
2,4/ 0-7.1 |
2,6/0-13,7 |
49,4 5,4-77,7 |
26,4 6,4-65,9 |
12.3 3,4-38,0 |
9,3 5,0-15,1 |
1,66 1,28-2,51 |
0,11 0,04-0,15 |
|
|
В том числе Лянторское |
1 |
6 |
194 |
24,7/ 19,3-28,6 |
6 |
68 |
254/2,2-698 |
6 |
68 |
29,4/19,7-71,2 |
5 |
21 |
2,2/0-6.0 |
2,4/0-6,2 |
58,6/ 21.5-77.7 |
19,0/ 6.4-32.3 |
10,7 4,3-38,0 |
9,3 5,0-15,1 |
1,6/1.28-2.40 |
0,12 0,05-0,15 |
|
|
АС 11 без Лянторского |
7 |
20 |
173 |
21,9/13,6-25,3 |
20 |
108 |
67/1,6-467 |
20 |
103 |
37,4/25,6-79,9 |
6 |
20 |
2,7/0-7.1 |
2,8/0-13,7 |
40,2 5,4-77,7 |
34,0 7,6-66,0 |
3,4-23,0 |
9,3 5,2-12,8 |
1,72/1.34-2.51 |
0,094 0,04-0,15 |
|
|
AC12 |
3 |
19 |
105 |
22,2/14,1-29,5 |
17 |
64 |
45/0,3-296 |
15 |
58 |
46,1/18,2-87,6 |
4 |
8 |
2,9/0-7,0 |
0,6/0,2-2,2 |
27,1/ 7.2-65.5 |
43,8/ 12.5-57.5 |
15,5/5.8-23.0 |
13,0/ 11.1-18.4 |
1,75/1.65-1.89 |
0,08/ 0.06-0.12 |
|
*Числитель - среднее, знаменатель - минимальные и максимальные значения.
Фильтрационно-емкостные свойства пластов группы АС|
Пласт |
Зона |
K п,% |
Кпр · 10 -3 мкм2 |
Пласт |
Зона |
Кп, % |
Кпр · 10 -3 мкм2 |
|
Федоровское месторождение |
Вачимское месторождение |
||||||
|
АС 4 |
ГН |
26,0 |
328 |
АС 7 |
с |
25,0 |
118 |
|
НН |
25,0 |
507 |
ю |
25,0 |
31(188)* |
||
|
ВН |
24,0 |
85 |
ОН |
25,0 |
84(149)** |
||
|
ОН |
25,6 |
315 |
АС 8 |
с |
24,4 |
363 |
|
|
АС 5-6 |
гн |
26,0 |
861 |
ю |
24,6 |
25 |
|
|
нн |
26,0 |
617 |
ОН |
24,5 |
170 |
||
|
вн |
25,0 |
249 |
АС 9 |
с |
26,0 |
295 |
|
|
он |
26,0 |
582 |
ю |
27,0 |
228(329)* |
||
|
Моховая и Восточно-Моховая площади |
ОН |
27,0 |
260(313)** |
||||
|
АС 10 |
ОН |
26,0 |
124 |
||||
|
АС 5-8 |
гн |
26,0 |
439 |
||||
|
нн |
26,0 |
528 |
|||||
|
вн |
26,0 |
303 |
|||||
|
он |
26,0 |
3% |
|||||
|
Быстрннское месторождение |
Лянторское месторождение |
||||||
|
АС 7 |
гн |
28,0 |
93 |
АС 9 |
гн |
24,5 |
352 |
|
нн |
26,0 |
58 |
нн |
24,0 |
265 |
||
|
вн |
25,0 |
27 |
вн |
23,0 |
160 |
||
|
он |
26,0 |
75 |
он |
24,0 |
301 |
||
|
АС 8 |
гн |
24,0 |
82 |
АС 10 |
гн |
25,0 |
427 |
|
ГНН |
23,0 |
323 |
нн |
25,0 |
425 |
||
|
нн |
26,0 |
305 |
вн |
25,0 |
288 |
||
|
вн |
26,0 |
102 |
он |
25,0 |
387 |
||
|
он |
25,0 |
212 |
АС 11 |
нн |
24,0 |
258 |
|
|
он |
25,0 |
254 |
|||||
Примечание. Зоны: ГН - газонасыщенная, НН - нефтенасыщенная, ВН - водонасы-щенная, ГНН - газонефтенасыщенная, с - северная часть залежи, ю - южная часть залежи, ОН - общая насыщенность.
*С учетом двух высокопроницаемых образцов.
**То же в целом по залежи.
Рис. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ОТЛОЖЕНИЙ ПЛАСТОВ ГРУППЫ АС СУРГУТСКОГО РАЙОНА (верхняя подсвита, вартовская свита)
1 - песчаники массивные, 2 - переслаивание глин и песчаников с преобладанием последних, 3 - переслаивание песчаников и глин с преобладанием последних, 4 - алевролиты, 5 - глины, 6 - переслаивание алевролитов и глин, 7 - фациальное замещение, 8 - скважина и ее номер
Рис. 2. КАРТА ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА АС
9 ЛЯНТОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Зоны преимущественного распространения коллекторов с различными классами проницаемости: 1-II
класса - (500-1000) ·10-3 мкм2, 2 - III класса- (100-500) ·10-3 мкм2, 3 - IV класса- (10-100) ·10-3 мкм2; 4 - внешний контур нефтеносности; 5 - изогипсы по кровле пласта, м, 6 - границы классов и изолинии проницаемости, 10-3 мкм2; 7 - изученные скважиныРис. 3. ГРАФИКИ ИЗМЕНЧИВОСТИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ГРУППЫ АС СУРГУТСКОГО РАЙОНА (больше 14 тыс. образцов)
