Основные геолого-физические параметры пластов.

Показатели	Средние значения по пластам
	А 4	А5-6	Б101	Б102-3
Общая толщина	21,757	49,682	21,569	9,2
Нефтенасыщенная толщина	8,172	17,228	10,813	1,3
Эффективная толщина	8,18	29,441	10,906	1,3
Непроницаемый раздел	13578	20,24	10,662	7,9
Коэффициент песчанистости	0,371	0,592	0,513	0,139
Проницаемость (Эфф.Т.)	95,092	292,105	628,37	10,9
Расчлененность	3,085	8,158	9	1
Пористость (Эфф.Т.)	21,31	23,76	23,116	18,025
Пористость (Неф.Т.)	21,311	23,392	2,969	18,025
Проницаемость (Неф.Т.)	95,107	245,031	23,185	10,9
Пористость (Вод.Т.)	19,8	24,305	633,61
Проницаемость (Вод.Т.)	6,3	365,247	5
Коэфф. песчанистости (Неф.Т.)	0,469	0,515	20,8	0,31
Коэфф. расчлененности (Неф.Т.)	3,085	5,914	55,5	1
Начальная нефтенасыщенность %	50	54	0,824	51
Вязкость пластовой нефти мПа*с	4,14	5,48	2,938	3,01
Глубина м.	1900	1920	2450	2450
Пластовая температура 0С	63	64	76	77
Проектный уровень КИН	0,34	0,27	0,5	0,38

Основным объектом разработки на Мамонтовском месторождении является горизонт Б₁₀. Залегает на глубине 2450 м, имеет залежи пластовосводового типа. Состоит из пластов Б⁰₁₀, Б^1-2₁₀ (в том числе монолитной части Б^1-210мон) и тонкослоистых песчаников Б^1-210тсп и Б³10 частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами. Наличие столь сложного строения осложняет выработку запасов из многопластового объекта. Водонефтяная зона занимает 31% площади объекта.

Пласт Б010 расположен на 15 площади горизонта Б10, имеет небольшую толщину 2,4 м. Вскрыт на северо-западе площади, отделен от пласта Б1-210 глинистым разделом до 6…8м толщиной. Зона развития пласта Б⁰10 имеет вид узкой полосы (до 5 км ) с двумя заливообразными выступами. Контуры имеют сложную конфигурацию.

Основная трудность извлечения запасов пласта Б₁₀ связана с малой нефтенасыщенной толщиной, нерентабельной для самостоятельного разбуривания.

Пласт Б^1-2₁₀ распространен на 80% площади месторождения и содержит ¾ запасов горизонта Б₁₀. Отличается высокой проницаемостью (0,240мкм² ) и песчанистостью (0,79). Толщина первого проницаемого прослоя 3,2 м. Начальная нефтенасыщенность 0,72. На водонефтяную зону приходится 30% площади залежи. Объект имеет невысокую прерывистость.

Пласт Б³₁₀ занимает 30% площади месторождения и содержит 20% запасов горизонта Б₁₀. Распространен в западной части месторождения. Имеет такую же толщину, как пласт Б^1-2 ₁₀, но проницаемость его вдвое ниже. Перекрываются пласты Б^1-2 ₁₀ и Б³₁₀ в плане лишь на 10% площади горизонта и имеют в этой зоне ухудшенные коллекторские свойства. Водонефтяная зона занимает в пласте Б³₁₀ 1/3 часть площади. Таким образом в пластах Б^1-2₁₀ и Б³₁₀ содержится наиболее активные запасы нефти по месторождению.

Пласт Б^1-2_10тсп залегает на 11% площади месторождения. Содержит трудноизвлекаемые запасы. Имеет сложное линзовидное строение. Залегает в подошве пласта Б^1-2_10мон. Четкого раздела от монолитной части не имеется линзы плохо коррелируются даже в соседних скважинах. Имеют низкую проницаемость и нефтенасыщенность. Толщина первого песчаного прослоя 1,5м; песчанистость по разрезу 0,4. Совместная разработка пласта с монолитом неэффективна. Бурение раздельных скважин на объект Б_10тсп экономически имеет невысокую рентабельность.

Пласт Б₁₁ распространен на 11% площади месторождения. Отделяется от горизонта Б₁₀ выдержанным глинистым разделом. Залежь массивного типа. Выделяется два песчаных ритма. К верхнему, толщиной 9…10м, приурочена залежь нефти. Нижний водоносный ритм отделен от верхнего невыдержанным глинистым разделом толщиной 3…4 м.

Таким образом, продуктивные пласты Мамонтовского месторождения представлены широким спектром характеристик, требующих применения гибких и эффективных систем разработки для эффективного извлечения запасов.