книги из ГПНТБ / Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа

кого развития этих пустот применение указанного комплексного метода ограничено.

В целом рассматриваемый комплексный метод использует бо­ лее достоверные данные о плотности открытых трещин, поскольку последние определяются в шлифах точнее, чем при фотокаротаже. В свою очередь, при наличии достоверных промысловых данных о параметрах пласта-коллектора этот комплексный метод позво­ ляет более уверенно рассчитать трещинную пористость, нежели методом шлифов.

Коэффициент нефтенасыщенности трещинного коллектора явля­ ется слабо изученным параметром. Наибольшие затруднения в оп­ ределении нефтегазонасыщенности подобных коллекторов связаны с отсутствием отчетливых представлений о наличии и количестве связанной воды как в трещинах, так и в порах горных пород. Экс­

обусловленная влиянием молекулярных сил, не превышает 0,016 мкм. Это согласуется с представлениями многих исследовате­ лей о том, что и в природных условиях ввиду незначительного влияния капиллярных сил количество связанной воды в трещинах будет невелико, а коэффициент нефтенасыщенности трещин будет близок к 100%- Этот вывод подтверждается также тем, что вслед­ ствие гидрофильное™ горных пород вода из трещин стремится впитываться в пористые блоки последних и вытеснять нефть из них обратно в трещины (процесс противоточной капиллярной про­ питки) .

Более затруднительно определение нефтенасыщенности поровой среды трещинного коллектора и в основном из-за слабой изу­ ченности механизма насыщения межзерновой (поровой) среды трещинного коллектора. Известно, что количество остаточной воды в коллекторе зависит не только от физических свойств гор­ ной породы, но и от давления, в условиях которого нефть вытес­ няет воду из пор. В этой связи в коллекторе помимо «связанной» воды, наличие которой обусловлено молекулярными и капилляр­ ными силами, может присутствовать и «свободная» вода. В целом в горной породе-коллекторе «связанная» и «свободная» вода со­ ставляют остаточную воду; методы определения ее пока еще слабо разработаны и тем более для трещинных коллекторов.

Ориентировочное значение коэффициента нефтенасыщенной межзерновой среды трещинного коллектора ввиду невозможности изучения его прямыми методами (затруднения с получением керна в пластовых условиях нефтенасыщенности) устанавливается обыч­ но косвенным путем — методами центрифугирования и капилляр­ ных давлений. В частности, при соответствующем усовершенство­ вании эффективным может оказаться метод центрифугирования, режим которого (время и давление вытеснения) вырабатываются для каждого конкретного месторождения.

172

В условиях неравномерного насыщения пор нефтью (или га­ зом) в трещинном коллекторе (затруднения с определением эф­ фективной мощности) предлагается исходить из всего объема за­

в трещинном коллекторе является коэффициент нефтеотдачи. Об­ щая нефтеотдача трещинного коллектора зависит от многих фак­ торов, в том числе от густоты и раскрытия трещин, от структуры порового пространства блоков горной породы, от режима работы залежи и др. Результатами экспериментальных исследований неф­ теотдачи трещинно-поровых коллекторов установлено, что в неф­ теотдаче межзерновых пор основное значение приобретают про­ цессы противоточной капиллярной пропитки нефтенасыщенных ка­ пиллярных блоков горной породы водой, поступающей из трещин. По этим данным нефтеотдача пор за счет самопроизвольного впиты­ вания воды изменяется в пределах от 20 до 60%, достигая иногда и больших величин [14]. Изучение нефтеотдачи при капиллярной

исследования на простейшей линейной модели.

Процессы нефтеотдачи в условиях трещинных коллекторов, ос­ нованные на противоточной капиллярной пропитке, учитываются при применении современных методов разработки залежей нефти, заключенных в трещинных коллекторах; они основаны на призна­ нии наличия в них двух сред— перовой (в блоках горных пород) и трещинной (ограничивающей блоки между собой).

Так, на известном месторождении Спраберри заводнение про­ изводилось по принципу капиллярной пропитки трещинного кол­ лектора водой, так как заводнение обычным, стандартным мето­ дом практически оказалось малоприемлемым из-за ранних проры­ вов воды в скважины. Трехлетний опыт закачки воды методом ка­ пиллярной пропитки показал, что нефтеотдача значительно увели­ чивается за счет вытеснения нефти из тонких норовых каналов

нии ориентировки (на северо-восток) трещин, снизили газовый фактор с 720—2500 до 360 м3/т и за 6 месяцев работы увеличили свой дебит нефти с 11 до 40 т/сутки.

В связи с полученным результатом здесь стали применять цик­ лическую (периодическую) закачку воды и отборы нефти, в ре­ зультате чего суммарная добыча нефти составила 50% первич­ ной добычи. Для последующего отбора безводной нефти в указан­ ных условиях было решено координировать циклы отбора нефти и закачки воды. Укажем, что на этом месторождении продуктив­ ная толща, обладающая общей мощностью 300 м, сложена песча­ никами, глинами и известняками. Основные продуктивные пласты

173

маломощные (3—5 м), залегают в кровле и подошве толщи. По­ ристость пород 8—15%, проницаемость до 1 мд. Все толщи связаны между собой системами микротрещин со средней протяженностью 50 см и раскрытием до 100 мкм. По данным ориентированного кер­ на и закачки воды в пласт установлено наличие двух направлений трещин: северо-восточное (основное) и северо-западное.

Опыт циклического заводнения продуктивных пластов рас­ сматриваемого месторождения показал, что такое заводнение дол­ жно производиться в условиях временного прекращения нагнета­ ния воды, производимого с большой скоростью. Это условие спо­

несогласно залегающих на кристаллическом фундаменте. Нефтяная же залежь приурочена к доломитам и известнякам осинского горизонта усольской свиты нижнего кембрия. Покрышкой для указанной залежи служат соленосные отло­ жения усольской свиты. Месторождение размещено на пологой платформенной структуре.

Оценка запасов производилась только по осинскому горизонту (нефтяная залежь) для сравнительно ограниченно разведанного участка, по которому име­ лись относительно полные данные. В пределах последнего осинский горизонт был вскрыт 44 скважинами, из которых в 4 получены промышленные притоки (25— 480 м3/сутки) нефти. В контур нефтеносности для подсчета запасов включены и малопродуктивные скважины, исходя из того, что при применении соответствую­ щих методов воздействия на пласт их продуктивность должна увеличиться.

Разрез осинского горизонта по литологическому составу пород различными исследователями подразделяется на разное число пачек (зон), коллекторские свойства которых оказались сходными. Для поровой части коллектора выделе­ ние эффективной мощности оказалось невозможным как по промысловым, так и по каротажным данным. Указанные особенности обусловили целесообразность производства подсчета запасов для всей мощности рассматриваемого горизонта (среднее значение 77 м) в контуре нефтеносности по усредненным данным о кол­ лекторских свойствах для всего объема горизонта.

Для оценки извлекаемых запасов нефти в порах за исходный объем нефте­ насыщенных пород принимался таковой за вычетом объема трещин. В данном случае он был следующим: Vn= V—VT = 523,6—523,6-0,0003 = 523,4 млн. м3.

Лабораторными исследованиями (межзерновая пористость и емкость каверн) установлено, что коэффициент пористости карбонатных пород горизонта (2,11 +

+0,61=2,72%) будет равен 0,027.

Коэффициент нефтенасыщенности пор рассчитывался по данным определения остаточной воды методом центрифугирования (44%). в связи с чем он был принят равным 0,56. Коэффициент нефтеотдачи пор для условий Марковского месторож­ дения (малая эффективность межзерновых пор при режиме растворенного газа) принят равным 0,2.

Учитывая приведенные выше значения параметров к подсчету извлекаемых запасов нефти в порах по указанному месторождению, эти запасы составили

<2п=523 400 000 ■0,027 ■0,56 ■0,2 ■0,82 - 0,76=986,4 тыс т.

174

Для оценки извлекаемых запасов нефти в трещинах учитывается связь при­ токов ее с трещиноватостью, поскольку межзерновая проницаемость пород состав­ ляет сотые доли миллидарси. Мощность осинского горизонта (среднее значение 77 м) в контуре нефтеносности оценивалась по тем же скважинам, что и при подсчетах в порах. После соответствующих расчетов исходный объем нефтенасы щепных по трещинам пород оказался равным 523,6 млн. м3.

Коэффициент трещинной пористости определялся по параметрам трещинова тости, изученным методом шлифов; он составил в среднем 0,03%. Значение этого коэффициента, определенного по данным промысловых исследований, условно составило 0,1%. Для подсчета запасов в рассматриваемом случае принята вели­ чина 0,03%, поскольку при исследовании промысловых данных плотность трещин и радиусы контуров питания скважин определялись ориентировочно. Коэффици­ енты нефтенасыщенности и нефтеотдачи трещин приняты равными единице каж­ дый.

Исходя из приведенных данных, извлекаемые запасы нефти в трещинах по осинскому горизонту рассчитывались по известной формуле объемного метода:

Qt = Ктгатат',1т7а >

где Кт — объем нефтенасыщенных по трещинам пород (523,6 млн. м3); тт— ко­ эффициент трещинной пористости (0,0003); <хт — коэффициент нефтенасыщенно­ сти трещин (единица); т] — коэффициент нефтеотдачи трещин (единица); у — удельный вес нефти (0,82); а — пересчетный коэффициент для перевода объемов нефти из пластовых условий к поверхностным (0,76).

На основании приведенных выше исходных данных запасы нефти в трещи­ нах составили: QT = 523 600 000 ■0,0003 ■1 • 1 • 0,82 • 0,76=98 000 т. В целом общие извлекаемые запасы нефти в трещинах и порах по рассматриваемой залежи

Q ^ Q n + Qt = 986,4 + 98 = 1084,4 тыс. т.

Запасы нефти в трещинах примерно составляют 10% всех извлекаемых за­ пасов. Относительная роль емкости трещин здесь может возрасти в случае сни­ жения коэффициента нефтеотдачи пор в залежи.

Малышевское нефтяное месторождение (Башкирия). Нефтяная залежь на Малышевском месторождении приурочена к верхней части разреза артинского яруса, представленной мергелями (более 50% всего объема пород), известняками и доломитами. Породы неравномерно нефтенасыщены. Общая средняя межзер­ новая пористость пород 3,38%, межзерновая проницаемость (в среднем) 0,3 мд, трещинная пористость 0,05%, трещинная проницаемость 4,03 мд. Высота этажа нефтеносности определена в 122 м. Залежь работала на режиме растворенног j газа.

Для определения запасов нефти в трещинах был принят весь объем залежи выше ВНК (средняя отметка минус 360, максимальная отметка кровли артинских пород минус 238), поскольку эффективные трещины распространены во всех лито­ логических разностях пород коллектора и по всему разрезу. После соответствую

зерновых порах блоков пород было вычислено процентное отношение известняков и доломитов к суммарной мощности разреза, вскрытого всеми скважинами. О общего объема всех пород (131 732 000 м3) это составило 49,3% (64 944 000 м3).

Коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеотдачи для трещин условно были приняты каждый равным 0,9. Коэффициент нефтенасыщенности пор принят рав­ ным 0,3, а коэффициент нефтеотдачи пор ввиду их низкой пористости и прони­ цаемости и нерационального режима разработки (несохранение энергии газа, растворенного в нефти), исчислен равным 0,2. Пересчетный коэффициент длч перевода запасов нефти из пластовых условий к поверхностным рассчитан рав­

175

(28 911 т) показало относительную достоверность примененной методики подсчета запасов нефти по указанному месторождению.

Произведенный подсчет запасов, кроме того, свидетельствует о том, что ввиду большой нефтеотдачи трещин извлекаемые запасы в трещинах могут оказаться соизмеримыми с извлекаемыми запасами в порах. По рассматриваемому место­ рождению они составили 30% от общих извлекаемых запасов и 35% от извле­ ченных запасов, определенных по фактической добыче.

Нефтяное месторождение Гаша (Южный Дагестан). Газонефтяная залежь по месторождению Гаша приурочена к верхнемеловым известнякам, слагающим асимметричную складку с амплитудой до 1000 м. Распределение нефти (и газа) в залежи оказалось неравномерным. Абсолютная отметка ВНК по данным испы­ тания скважин равна в среднем минус 2370 м. Продуктивные известняки обла­ дают низкой межзерновой пористостью (2%) и крайне низкой межзерновой про­ ницаемостью (0,007 мд). Учитывая то обстоятельство, что под люминесцентной лампой в образцах известняков не обнаружено следов остаточной нефти, было условно принято, что межзерновая пористость их не участвует в аккумуляции нефти, и коллектор нефтяной залежи отнесен к чисто трещинному типу.

Объемы нефте- и газонасыщенных частей залежи с учетом мощности разреза верхнего мела 630 м определены в 7 170 153 000 м3 (для нефти) и 195 402 000 м3 (для газа). Коэффициент трещинной пористости был определен методом шлифов, он составил 0,0007 (0,07%) для газа и 0,0005 (0,05%) для нефти. Коэффициенты нефте- и газонасыщенности приняты равными единице каждый. Коэффициент газоотдачи (в газовой шапке) определен равным единице, а нефтеотдачи, учитывая режим газовой шапки, равным 0,4.

Извлекаемые запасы нефти определялись по известной формуле объемного метода при следующих исходных данных: Кн — объем нефтенасыщенных пород — 7 170 153 000 м3; т т — коэффициент трещинной пористости — 0,0005; |3Т— коэф­

для перевода нефти из пластовых условий к поверхностным — 0,763. Извлекаемые запасы нефти по рассматриваемому месторождению составили

981 450 т, а запасы газа в газовой шапке с учетом соответствующих параметров определены равными 46 961 000 м3 и газа, растворенного в нефти,— 188 077 000 м3. Таким образом, в целом общие запасы составили 235 038 000 м3.

Приведенные данные по подсчету запасов нефти и газа по месторождению Гаша свидетельствуют, что чисто трещинный коллектор может содержать про­ мышленные количества нефти и газа, хотя значение трещинной пористости его составляет незначительную величину (0,05%), что можно объяснить высокими коэффициентами нефтенасыщенности и нефтеотдачи. На указанном примере видно, что в чисто трещинном коллекторе наличие промышленных залежей возможно при большой мощности продуктивных отложений и значительном этаже нефте­ носности.

Ярегское нефтяное месторождение (Коми АССР). Ярегское месторождение, как известно, принадлежит к числу немногих месторождений нефти, разрабаты­ ваемых шахтным способом на глубине 150—200 м. Промышленным объектом здесь являются девонские (чибьюские) песчаники III пласта, залегающие несо­ гласно на метаморфических сланцах кристаллического фундамента. Нефтяная залежь приурочена к сводовой части Ярегской складки, простирающейся с северозапада на юго-восток на расстояние 15 км. Средняя мощность продуктивной части пласта составляет 30 м. Наибольшие нефтегазопроявления связаны преимуще­ ственно с дизъюнктивными нарушениями и трещинами. Нефть обладает большим удельным весом (0,94—0,95), высокой вязкостью (>5000 спз) и большим содер­ жанием смол (до 71%).

176

сыщенных пород фундамента составляет 291 млрд, м3, а объем газонасыщенных юрских песчаников—-367 млрд. м3. На Южно-Игримском месторождении эти объемы соответственно равны 314 и 154 млрд. м3.

На Северо-Игримском месторождении песчаный горизонт юры обладает эф­ фективной мощностью 10 м, пористостью 20%, проницаемостью 1,4 д. Этот гори­ зонт залегает на глубине 1550—1700 м. Вскрытая скважинами мощность подсти­ лающих пород фундамента достигает 8—24 м. На Южно-Игримском месторож­ дении вскрытая скважинами мощность пород фундамента колеблется от 7 до 28 м при глубине залегания их поверхности от 1583 до 1705 м.

На рассматриваемых месторождениях подсчет запасов газа в трещинах по­ род фундамента производился также по объемному методу. По Северо-Игрим- скому месторождению объем пород залежи определен в 290 797 000 м3. Трещин­ ная пористость пород фундамента по данным метода шлифов, УЭС и промысло­ вых исследований (данные испытания скв. ПО) не превышает 0,1% (по шлифам 0,024%, по геофизическим данным 0,049% и по данным испытания скважин 0,1 %). Для подсчета запасов, учитывая условность исходных величин, принятых при промысловых исследованиях, величина трещинной пористости определена как среднее значение по шлифам и геофизическим данным — 0,04%. Коэффициент газонасыщенности и газоотдачи трещин принят каждый равным единице. Осталь­ ные параметры к подсчету по этому месторождению следующие: поправка на тем­

По Южно-Игримскому месторождению параметры к подсчету запасов газа были приняты следующие: объем пород залежи в фундаменте — 313 697 000 м3; коэффициент трещинной пористости — 0,0002; поправка на температуру — 0,88; пластовое давление (ат) — 170; конечное пластовое давление (ат) — 1,127; по­ правка на отклонение газов при пластовом давлении— 1,16; поправка на откло­ нение газов при конечном пластовом давлении— 1; коэффициент газонасыщекности— 1; коэффициент газоотдачи— 1. Извлекаемые запасы газа в трещинах пород фундамента на Южно-Игримском месторождении при указанных выше па­ раметрах составили 12 736 000 м3.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что при наличии трещинной по­ ристости породы фундамента в больших объемах могут содержать залежи газа или нефти промышленного значения.

Газовое месторождение Саман-Тепе (Туркменская ССР). Залежь газа на ме­ сторождении Саман-Тепе приурочена к известнякам (нижняя пачка) и ангидри­ там (верхняя пачка) разреза келловей-оксфорда (верхняя юра), покрышкой для которых служит мощная соленосная толща гаурдакской свиты. ГВК определяется на месторождении на абсолютной отметке минус 2313, высота залежи 217 м.

Межзерновая пористость известняков и ангидритов изменяется в пределах 0,1—4%, межзерновая проницаемость их составляет тысячные и десятитысячные доли миллидарси. Трещинная же проницаемость этих пород в среднем достигает единиц миллидарси (от 2 до 20 мд). Средние значения параметров трещиновато­ сти, определенные методом шлифов, таковы: трещинная пористость — 0,039%, кавернозность (по трещинам) — 0,061%, трещинная проницаемость — 4,31 мд, объем­ ная плотность открытых трещин-— 29 1/м. Определение величин трещинной пори­ стости и трещинной проницаемости производилось также по данным промысловых исследований, в результате которых трещинная пористость оказалась равной 0,01%, а трещинная проницаемость — 0,45—1,25 мд.

В целом залежь газа на месторождении Саман-Тепе приурочена к двум раз­ личным литологическим пачкам пород; трещиноватость последних обусловливает их гидродинамическую связь и объединяет эти пачки в общий газовый резервуар. Породы верхней, ангидритовой, пачки представляют собой в основном трещиннопоровый тип коллектора. Породы же нижней, известняковой, пачки в большей своей части принадлежат поровому типу коллектора.

178

Подсчет извлекаемых запасов газа по рассматриваемому месторождению про­ изводился раздельно для пор и трещин объемным методом по формуле

поправка на температуру при приведении объема газа к стандартной темпера­ туре, доли единицы; р — абсолютное пластовое давление, равное 273 ат; р„ — конечное пластовое давление, ат; ак — поправка, при давлении Рк равная 1.

Для определения извлекаемых запасов газа в порах из общего объема за­ лежи был исключен объем трещин. Он получен из произведения объема пород залежи на коэффициент трещинной пористости, с учетом каверн, приуроченных к трещинам. Поскольку средняя трещинная пористость пород над уровнем ГВК равна 0,026%, а средняя их кавернозность по трещинам — 0,061%, общий коэф­ фициент трещинной пористости составил 0,0009.

коэффициент трещинной пористости 0,0009, составят: Угт=39 720 000 000 • 0.0009Х X 1• 0,79=8,1 млрд. м3.

Общая сумма извлекаемых запасов газа в порах и трещинах на рассматри­ ваемом месторождении будет равна 79,6+8,1=87,7 млрд. м3.

Вуктыльское газоконденсатное месторождение (Тимано-Печорская область). На Вуктыльском месторождении продуктивными являются карбонатные породы карбона и нижней перми, покрышкой для которых служат глины артинского яруса и гипсово-ангидритовой толщи кунгурского яруса (мощность 200—700 м). Тип газоконденсатной залежи массивный, сводовый; этаж газоносности — 1350 м; ГВК установлен на отметке минус 3350 м.

В разрезе среднего карбона различают чередование поровых (преобладание) и трещинных коллекторов, в разрезах нижней перми, верхнего и нижнего карбо­ н а — трсщинно-поровый тип коллектора. Трещиноватостью горных пород обуслов­ лена взаимосвязь различных участков залежи, о чем свидетельствуют равномер­ ное распределение пластового давления и одинаковый состав газоконденсата во всех исследованных скважинах.

В продуктивных породах месторождения межзерновая пористость изменяется от 0,41 до 4,9%, а количество остаточной воды — от 3 до 57%, составляя в сред­ нем 21%. Межзерновая проницаемость пород — тысячные доли миллидарси. Эти данные свидетельствуют о том, что на Вуктыльском месторождении породы с лю­ быми малыми величинами пористости и межзерновой проницаемости в той или иной степени насыщены газоконденсатом по порам, что является типичным для трещинно-порового типа коллектора.

При оценке запасов газоконденсата объем пород в залежи с учетом пород с малой пористостью оказался равным 116,92109 м. Трещинная пористость, опре­ деленная по шлифам, равна 0,085%, а коэффициент газонасыщенности трещин принят равным единице. Для подсчета запасов применялась следующая формула:

10-240-40/>плУ

848*7ПЛ 307Й,

где рпл — среднее пластовое давление, равное 366 ат; П — объем порового про­ странства, занятый пластовым газом (произведение объема пород, коэффициен­ тов пористости и газонасыщенности), м3; г — коэффициент сжимаемости газа, равный 1,01; Тпл — пластовая температура, равная 332° К.

Таким образом, запасы конденсатного газа в трещинах и приуроченных к ним

смалой пористостью) — 0,015.

Вдальнейшем представилась возможность дать оценку извлекаемых запасов по двум вариантам, исходя из количества остаточной воды в порах продуктивных

пород. В случае принятия коэффициента газонасыщенности пор по анализам оста­ точной воды методом центрифугирования равным 0,41 (воды 59%) запасы кон­ денсатного газа в порах окажутся равными V'Pn= 307 ■116,82 - 109 • 0,015 • 0,41 = = 220,56-109 м3. При коэффициенте газонасыщенности пор, принятом по прямому методу определения остаточной воды и равном 0,79 (воды 21%), запасы конден­ сатного газа в порах (с учетом пористости менее 6%) будут равны Угп = = 307116,82 - Ю9-0,015-0,79=425- 109 м3.

При втором, наиболее вероятном, варианте общие запасы газоконденсата на месторождении (вместе с перовыми коллекторами) будут составлять 663 млрд, м3, что дает увеличение запасов на 163 млрд, м3 против подсчетов по первому вари­ анту (500 млрд. м3).

В заключение отметим, что методика определения параметров подсчета за­ пасов нефти и газа в трещинных коллекторах нуждается в дальнейшей своей разработке. К числу слабо разработанных вопросов относится оценка емкости каверн, приуроченных к трещинам. Для решения этой проблемы, очевидно, необ­ ходимо привлечение геофизических методов исследования. Получение новых дан­ ных о малом содержании остаточной воды в малопористых породах на Вуктыльском месторождении показало несоответствие между данными, определенными косвенными методами и прямыми, что обязывает совершенствовать методику определения остаточной водонасыщенности подобных пород.

Слабо изученными параметрами подсчета запасов являются также коэффи­ циенты нефте- и газоотдачи трещинных коллекторов, и это вполне естественно, так как эти параметры являются по существу комплексным показателем ряда Других физических свойств коллектора, которые сами по себе мало исследованы.

Применение методики раздельной оценки запасов газа в трещинах и порах на последних двух месторождениях показало, что запасы в трещинах составляют незначительную долю от общих запасов (9% на Саман-Тепе и 7% на Вуктыле). Хотя в данном случае эти цифры и находятся в пределах ошибки подсчета, ем­ костью трещин (и каверн по ним) нельзя пренебрегать. В малопористых породах может оказаться, что запасы газа в трещинах будут соизмеримы с запасами в по­ пах. Особо важно это в случае нефтяных залежей, где учитывается коэффициент нефтеотдачи пор (при режиме растворенного газа).

ПОДСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

[86, 104]

Южно-Минусинская впадина. В Южно-Минусинской впадине перспективными в нефтеносном отношении рассматривался ряд горизонтов интенсивно трещинова­ тых пород разреза девонских отложений. По территории впадины для подсчета геологических запасов были приняты следующие значения параметров: среднее значение плотности трещин (Т) по участкам максимумов трещиноватости — 70 1/м; относительно постоянная величина раскрытия трещин (Ь) на глубине более 1000 м — 0,02 мм; минимальная площадь (S) распространения пласта-кол­ лектора по отдельной структуре — 8 км2; общая мощность пласта-коллектора (h), представляющая собой сумму мощностей всех горизонтов интенсивно трещино­ ватых пород в тубинской (50 м), бейской (50 м) и илеморовской (100 м) свитах — 200 м; межзерновая пористость (т ) — 3%. Коэффициент нефтенасыщенности по­ род-коллекторов в целом для всей территории был принят равным 0,7.

180