2.3.2. Толщины пластов

Промышленная нефтеносность Чишминской площади связана с отложениями кыновского горизонта (пласт Д₀) и пашийского горизонта Д₁ (пласты «а», «б₁», «б₂», «б₃», «в», «гд») нижнего подъяруса франского яруса верхнего отдела девонской системы. Нефтевмещающие коллектора сложены переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, которые обладают постоянной мощностью и выдержанностью по простиранию, часто выклиниваются и сливаются, нередко в той или иной степени замещаясь алевролитами.

Средняя глубина залегания пласта Д₀ равна 1713м, высота залежи – 38,7м. Cуммарная нефтенасыщенная толщина продуктивных пропластков изменяется в пределах от 0,6 до 9,0м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по месторождению равно 3,0м.

В пласте Д₁-а пашийского горизонта Чишминской площади средняя глубина залегания пласта равна 1716 м, высота залежи 25,8м, ВНК вскрыт 46 скважинами и отбивается на средней отметке минус 1483,8м. Суммарная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется в пределах от 0,6 до 9,6м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по месторождению равно 4,6м.

Глубина залегания группы пластов Д1-б составляет в среднем 1722м. Высота залежей составляет: пласт «б₁» - 20,7м; пласт «б₂» -16,5м; пласт «б₃» -14,0м. Глинистый раздел между пластом «а» и «б₁» изменяется от 0,4 до 9,8м (278 случаев), составляя в среднем 2,3м. По данным материалов ГИС суммарная нефтенасыщенная толщина в отложениях пласта «б₁» изменяется в пределах от 0,6 до 6,2м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по месторождению равно 2,3м. Среднее положение ВНК пласта «б₁» отбивается 13 скважинами на абсолютной отметке минус 1484,7м. Толщина глинистой перемычки между пластами «б₁» и «б₂» изменяется в пределах от 0,2 до 6,0м. В расчет брались глинистые перемычки в случае присутствия данных пар пластов. По данным материалов ГИС суммарная нефтенасыщенная толщина эффективных пропластков в отложениях пласта «б₂» изменяется от 0,7 до 5,2м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по месторождению равно 2,1м. Среднее положение ВНК пласта «б₂» отбивается по данным интерпретации материалов ГИС в девяти скважинах на абсолютной отметке минус 1485,5м.

Глинистая перемычка между пластами «б₂» и «б₃» по данным 192 скважин изменяются в пределах от 0,4 до 7,4м, составляя в среднем 2,1м. Суммарная нефтенасыщенная толщина эффективных пропластков в отложениях пласта «б₃» изменяется от 0,8 до 5,6м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по залежи равно 1,8м. Среднее положение ВНК отбивается, по данным интерпретации материалов ГИС, в трех скважинах на абсолютной отметке минус 1485,0м.

Глинистая перемычка между пластами «б₃» и «в» изменяется в пределах от 0,4 до 9,0м, составляя в среднем 2,1м. Cуммарная нефтенасыщенная толщина продуктивных пропластков пласта "в" изменяется в пределах от 0,8 до 4,2м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по месторождению равно 1,9м.

Толщина глинистого раздела между пластами «в» и «гд» изменяется в пределах от 0,2 до 10,1м, составляя в среднем 2,5м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта "г" изменяется от 1,0 до 5,0м, составляя в среднем 2,8м.

В целом суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пашийского горизонта (Д₁) варьирует в пределах от 0,6 до 20,0м. Среднее значение составляет 6,0м.

Таблица 2.3.2.1

Нефтенасыщенная толщина и высота залежи

Пласты		D0	D1	а	б1	б2	б3	в	гд
Нефтенасыщенная толщина, м	max	9,0	20	9,6	6,2	5,2	5,6	4,2	5,0
	min	0,6	0,6	0,6	0,6	0,7	0,8	0,8	1,0
Средняя нефтенасыщенная толщина		3,0	6,0	4,6	2,3	2,1	1,8	1,9	2,8
Высота залежи		38,7	-	25,8	20,7	16,5	14,0	-	-