1Литолого-петрографическая характеристика пласта а-4 башкирского яруса

Наименование	Название породы
Карбонатные коллектора Растворимая часть в процентах к породе: всего кальцит доломит пирит Нерастворимый остаток в процентах к породе Густота трещин на 1 см Плотность трещин на 1 см (в трещиноватых разностях) Ширина трещин, мм	Известняк 99,2 – 82,0 98 – 100 0,0 - 2 < 1 0,8 – 18,0 0,15 – 0,7 0,9 – 8,4 0,02 – 3,0

Свод складки плоский со слабовыраженным рельефом. Дифференциация рельефа обусловлена не только структурными особенностями складки, но и прерывистым характером пластов – коллекторов и изменением эффективных нефтенасыщенных толщин. Крайние границы толщин определяются не только рельефом верхних границ коллекторов, но и нижней поверхностью нефтеносности, которая отображается картой ВНК. Наблюдаются три основных района гипсометрически наиболее повышенного рельефа (-940 м), приуроченные к центральной (район скважин 475, 474, 487), северо-западной (район скважин 635, 646, 624) и юго-восточной (район скважин 836, 328, 329) частей складки. Углы падения на крыльях складки составляют в среднем 2-4, а на своде они близки к нулю.

Дизъюнктивные нарушения не обнаружены. Глубины залегания кровли нефтеносных пород изменяются от 1050 м до 1120 м.

Пласт А-4 по разрезу четко разделяется на три самостоятельные части: верхнюю, среднюю, и нижнюю, существенно отличающиеся друг от друга характером размещения прослоев-коллекторов, их числом, толщинами, положением нефти относительно подпирающих вод и т.д. Они разделены плотными карбонатными прослоями толщиной 1-5 м. (рис.2).

Верхняя часть с общей толщиной 12-18,9 м (в среднем 18,3 м) выделяется двумя особенностями. Первая из них заключается в наличии сравнительно выдерживающихся нефтенасыщенных прослоев, толщины которых в сумме от 5,7 до 9,4 м (а в среднем 7,1 м) меньше толщин разделяющих пород (в сумме от 6,3 до 15,7 м, а в среднем 11,2 м).

Вторая заключается в прерывистости (за счет литологических замещений) коллекторов по площади залежи. Пределы толщин соответствующих прослоев-коллекторов и разделяющих пород составляют 0,5-2 м и 1-3 м, а их число вследствие замещения изменяется от 4 до 7. Нефть в прослоях подпирается контурной водой.

Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (920 кг/м³), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м³/т) и высокой вязкостью (до200мПа·с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28% от общих.

Средняя часть с общей толщиной 8,4-14,3 м (в среднем 11,4 м) отличается значительными толщинами нефтенасыщенных пород в целом от 7,3 до 10,7 м толщиной (в среднем 9,3 м) с редкими прерывающимися плотными прослоями с толщинами 0,5-1 м. В среднем разделяющие породы, к которым условно отнесен раздел между верхней и средней частями, по толщине составляют 2,1 м. Толщины отдельных прослоев коллекторов изменяются от 5 до 14 м и в их пределах, несмотря на гидродинамическую сообщаемость, наблюдается дифференциация емкостных и фильтрационных свойств коллекторов. Нефть также подпирается в прослоях контурными водами, но с большей, по сравнению с верхней частью площадью зеркала ВНК.

Нижняя часть с общей толщиной от 8,5 до 11,7 м (в среднем 10,3 м) также как и средняя часть, характеризуется значительной толщиной нефтенасыщенных коллекторов в целом с толщиной 6,7-11,7 м (в среднем 8,9 м). Однако, число разделяющих пород (также прерывающихся попростиранию) больше, с толщиной в целом от 0,8 до 2,7 м (в среднем 1,4 м). Число прослоев-

коллекторов 1-3. В пределах каждого из них (особенно мощных) также наблюдается дифференциация по емкостным и фильтрационным свойствам. Нефть подпирается подошвенными водами, местами отделенными от нефтенасыщенных коллекторов плотными непроницаемыми породами. Вследствие этого граница между нефтью и водой представляет собой сложное сочетание контактных и неконтактных площадных участков. Однако, следует иметь в виду, что незначительная площадь некоторых неконтактных участков все же может привести к прорыву воды по плоскости напластования непроницаемого прослоя, тогда как более обширные по площади неконтактные зоны, напротив, могут служить препятствием для перемещения пластовых вод.

Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой - сложный характер их сообщности.

Послойная детальная корреляция выявила наличие изолированных нефтенасыщенных прослоев-коллекторов – “линз” и ”полулинз”. Значительная их часть по размерам меньше расстояний между скважинами и они вскрыты либо нагнетательными, либо добывающими скважинами раздельно.

В краевых частях залежи, там, где нефтеносность приурочена только к верхней части пласта А-4, нефть за счет частой слоистости в ее пределах подпирается в основном контурной водой.

Примечательными являются следующие особенности распределения толщин. Средняя и нижняя части пласта А-4 по всем центральным зонам характеризуются большими диапазонами изменения по сравнению с верхними частями, что указывает на весьма заметную изменчивость толщин средней и нижней частей по сравнению с верхней.

Доля “общих” коллекторов по верхней части выше, чем по средней и нижней. Вследствие этого средние значения толщин ”общих” и кондиционных коллекторов по верхней части больше отличаются друг от друга по сравнению со средней и нижней частями.

По краевым зонам доля нижней части весьма невелика и ее остаток целесообразно добавить к верхней части.

В таблице 2 даны общие характеристики толщин, взвешенных по запасам.

1.1