2.2 Характеристика продуктивных пластов.

Свойства продуктивных пластов Вачимского месторождения даны в табл. № 1. Запасы нефти приведены в табл.№ 2.

Таблица 1

Характеристика продуктивных пластов Вачимского месторождения

	ЮС2	АС10	АС9	АС8	АС7	АС4
общая толщина, м	0.8-9.2	4.2-13.6	13.0-29.5	1.0-8.4	12.2-17.6	9.9
эффективная мощность, м	3.3	0.4-12.4	3.2-23.5	3.0	8.2-14.4	5.6
пористость	0.16	0.24	0.27	0.23-0.24	0.25	0.21-0.30
проницаемость, мДарси	150	3-172	260	170	134	122
песчанистость	0.531	0.660	0.543	0.518	0.60	0.527
запасы балансовые категории С1, т.т	23464		236094	12593	50608	2089
категории С2, т.т	12238	1722	13887	10092	11131	2274

Таблица 2

Запасы нефти и газа по пластам АС7 - АС10

ВИД ЗАПАСОВ	КАТЕГОРИЯ	ЗАПАСЫ
Балансовые нефти	С1	322765 т. т
	С2	64827 т. т
Извлекаемые нефти	С1	95404 т. т
	С2	15970 т. т
Запасы природного	С1	16216 млн. куб. м
газа	С2	10356 млн. куб. м

В разрезе среднеюрского горизонта ЮС2 приуроченного к верхам тюменской свиты выделены два продуктивных пласта ЮС2-1 и ЮС2-2, разделенные глинистым разделом толщиной 3.8 м. Пласты представлены переслаиванием песчанников , алевролитов и глин. Песчаные тела, формирующие пласт характеризуются линзовидной и полулинзовидной формой залегания. Неустойчивость пространственного положения проницаемых пропластков по площади и разрезу отрицательно сказывается на их гидродинамической связанности.

Пласт АС10 представлен в основном чистыми однородными песчанниками . Пласт АС9 в морфологическом отношении характеризуется двумя типами разреза. Впервом случае пласт представляет собой монолит внутри которого выделяются 2 -3 мощных интервала песчанника, разделенных между собой глинистыми и карбонатными прослоями толщиной 0.4- 1.0 м. Чаще преобладает разрез представленный переслаиванием тонких прослоев песчанников, алевролитов и глин. В этом случае пласт сильно расчленен и максимальное число пропластков в нем около десяти. Монолитное строение присутствует в основном на Карьяунском и в северной части Мильтонского поднятия. Коллекторские свойства пласта АС9 исследовались по разрезу 15 скважин. Коэффициент пористости изменяется по толщине пласта и составляет в газоносной зоне - 0.24; в нефтегазовой - 0.25; в нефтяной - 0.26; в водоносной зоне 0.27. Покрышка пласта АС9 сложена глинистыми породами, толщина которых колеблется от 1.0 м до 2.2 м. По пласту в пределах Вачимского месторождения выделяются 5 обособленных залежей : Южная, залежь в районе скв № 30, залежь в районе скв № 58, залежь Вачимского поднятия , Северная залежь. Основная часть запасов по залежам приурочена к водонефтяной зоне. Характеристика неоднородности АС9 дана в табл.№ 3. Характеристика залежей приведена в таблице № 4.

Таблица 3

Характеристики неоднородности пласта АС9 Вачимского месторождения

Характеристики	АС9-1	АС9-2	по пласту в целом
1 КОЭФФИЦИЕНТ ПЕСЧАНИСТОСТИ
1.1 минимальный	0.104	0.038	0.038
1.2 максимальный	1.000	1.000	1.000
1.3 средний	0.637	0.481	0.543
1.4 коэффициент вариаций	0.356	0.497	0.453
2 ПОКАЗАТЕЛЬ НЕОДНОРОДНОСТИ
2.1 общей	0.813	0.836	0,876
2.2 послойной	0.408	0.435	0.450
2.3 зональной	0.358	0.451	0.435
3 КОЭФФИЦИЕНТ РАСЧЛЕНЕННОСТИ
3.1 минимальный	1.000	1.000	1.000
3.2 максимальный	7.000	10.000	10.000
3.3 средний	2.520	3.185	2.969
3.4 коэффициент вариаций	0.521	0.498	0.523

АС9-1 для разреза 1-го типа;

АС9-2 для разреза 2-го типа.

Таблица 4

Характеристика залежей пласта АС9

	Южная	в р-не скв№58	в р-не скв№30	Вачимского поднятия	Северная
тип залежи	пластово сводовая	пластовая водоплавающая	пластовосводовая	пластово сводовая	пластово сводовая
размер, км х км	12.7x17	3.1x2.1	4.0x2.0	3.8x1.2	12.1x11.5
общая толщина,м	31.0	7.4	7.0	15	38
эффекти-вная нефтена-сыщенная толщина,м	3.2 - 23.5	7.2	3.0	8.2	2.4 - 16.4
извлекаемые запасы, тыс. тонн	31403	574	430	2738	30208
примеча-ния	выявле-ны три газовые шапки				запасы нефти приуроче- ны к ВНЗ ( 58 % ) и к НГЗ ( 42 % )

Пласт АС8 имеет линзовидное строение. Литологически пласт представлен песчанниками, более мелкозернистыми, чем в пласте АС9, алевролитами, часто глинистыми и глинами. Коэффициент пористости изменяется по толщине пласта и составляет в газоносной зоне - 0.245; в нефтегазовой - 0.238; в нефтяной - 0.238; в водоносной зоне 0.237. Толщина глинистого раздела между пластами АС8 и АС7 изменяется от 0.4 м до 6.0 м составляя в среднем 2.7 м. Пласт АС7 литологически представлен песчанниками и преобладающими в нем алевролитами. Пористость не изменяется по зонам составляя в среднем 0.254. Низкие коллекторские свойства пласта обуславливают его невысокие добывные возможности. Пласт АС4 представлен чередованием тонких песчано - алевритовых прослоев, средняя толщина которых внефтенасыщенной части составляет 1.56 м и глинистых непроницаемых прослоев

толщиной 1- 2 м. Коллекторы пласта выявлены на всей площади месторождения, но залежи выявлены только на Мильтонском и Сапоркинском локальных поднятиях при эксплуатационном бурении.