ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

  Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

                                                                              Кафедра «Разработка и эксплуатация    нефтяных   месторождений» 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

      по  физике пласта 

Тема: Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных обработок. 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                                  Выполнил: студент гр. –   НРЗс-08

                                                                                                                              Гололобов А.А 

                                                                                            Проверил: доц. к.т.н Сафаров И.А              

                                                                                            Оценка: 
 
 
 
 
 

                                                   Тюмень-2011 г.

      Содержание

   ВВЕДЕНИЕ 

1. Краткие сведения о районе работ…………………………………………………..4-5

2. Краткое геологическое  строение месторождения…………………………………5-16

3.Техническая  часть…………………………………………………………………….16-40

Заключение………………………………………………………………………………40

Список используемой литературы……………………………………………………..41-42 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                         Введение.

      На  протяжении последнего десятилетия  происходит непрерывное ухудшение  качества запасов сырьевой базы страны. Это объясняется в первую очередь стремлением многих нефтедобывающих компаний вести первоочередную выработку наиболее продуктивных объектов и сокращением объемов геологоразведочных работ. Дальнейший прирост извлекаемых запасов может происходить только за счет увеличения нефтеотдачи пластов.

В условиях наивысших в мире темпов снижения объемов добычи нефти на разрабатываемых  месторождениях СНГ реальным выходом  из такого кризисного состояния являются скорейшее техническое и технологическое  перевооружение отрасли, обеспечение  ее новыми техническими реагентами и составами, использующимися на всех этапах строительства и эксплуатации нефти скважин.

Эффективным превентивным методом увеличения дебитов  скважин является обработка их призабойных  зон (ОПЗ) как наиболее уязвимое место  в системе пласт – скважина. Превалирующим видом ОПЗ скважины являются модификации кислотных обработок (КО). Однако на большом количестве промыслового материала доказано, что успешность применения традиционных составов и технологических приемов КО в отрасли невысока и имеет устойчивую тенденцию к снижению, особенно при повторном применении на одних и тех же объектах. Это приводит к неоправданному расходованию рабочего времени, материальных ресурсов и задалживанию дорогостоящей техники, по ряду причин приносит непоправимый вред, фонду скважин, сокращая срок их безаварийной работы. Вместе с тем успешное проведение КО позволяет быстро окупить затраты, а также себестоимость добываемой нефти.

Повысить  эффективность КО можно путем  совершенствования технологии их проведения, а также использования новых кислотных составов. При этом второй путь более плодотворен, так как позволяет не только повысить качество самих составов, но и расширить спектр технологий КО на их основе. В условиях возрастающей послойной неоднородности пластов, обводненности скважин, увеличение радиуса их ухудшенной проницаемости и интенсивности выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), с одной стороны, и в связи со значительным ростом стоимости обработки скважин – с другой, следует стремиться к максимально возможной унификации рекомендуемых и используемых кислотных составов.

Целью данной работы является ознакомление с кратким анализом основных факторов, вызывающих необходимость проведение КО и в то же время зачастую нивелирующих их успешность, а также с новыми кислотными составами для повторных обработок скважин на поздней стадии их эксплуатации. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Краткие сведения  о районе работ. 

Повховское  месторождение находится в центральной  части Западно-Сибирской равнины  и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку от  г. Когалым и 102 км на северо-восток от  г. Сургут.

  Повховское многопластовое месторождение нефти было открыто в 1972 году поисковой скважиной №7 , пробуренной на Средне-Ватьеганской сейсмической структуре. В пределах площади в 34 км расположен поселок Новоаганск. В 110 км к югу от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Сургут-Омск. В непосредственной близости находится строящийся в настоящее время газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк.       Ближайшие разрабатываемые месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ: Ватьеганское - в 25 км к юго-западу; Южно-Ягунское в 90 км к юго-западу; Дружное в 85 км к юго-западу.

Географически район месторождения приурочен  к верховьям и средней части  рек Котухта и Ватьеган, впадающих  в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +75 до +10 метров. Сильная заболоченность этого района, как и остальных районов севера Тюменской области, связана с наличием мощного слоя вечномерзлых пород, играющего роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затруднением стоков. Вследствие относительно большой глубины болот и их позднего промерзания движение сухопутным транспортом затруднено.

Климат  района резко континентальный с  продолжительной холодной зимой  и  равнительно жарким летом. Среднегодовая температура -3 С. Самый холодный месяц - январь (до -50 С), самый теплый - июнь (до +30 С). Общее количество осадков в год достигает 400-500 мм. Наибольшее количество осадков приходится на начало и конец лета. Зимой выпадает 30-40 % от общего количества осадков. Первый снег выпадает в октябре. Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Глубина снежного покрова достигает 1м, толщина льда на озерах и реках изменяется от 40 см до 1м. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3м. Зимой нередко бывают снежные бури, пурга, скорость которых достигает 10-15 м/с при средней скорости 2-3 м/с. В зимний период преобладают южные ветры, в летний - северные. Весенняя распутица начинается в апреле. Растительность данного района представлена сосной, лиственницей, кедром; в долинах и поймах рек встречаются береза и осина. На заболоченных участках развиты угнетенные формы сосны и березы.  Для ускорения ввода в разработку месторождения в июле 1978 года было создано НГДУ “Повхнефть”, Бурение эксплуатационных скважин производилось Мирненским УБР и Повховским УБР. Электроснабжение Среднего Приобья осуществляется местными  электроустановками, а также Сургутской  ГРЭС. 

    2. Краткое геологическое строение месторождения. 

Геологический разрез Повховского месторождения  сложен мощной (более 3000 м)  толщей осадочных  терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами  палеозойского возраста. Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

Юрская  система-(I) представлена чередованием серо-цветных песчаников, аргиллитов и алевролитов. К верхней части тюменской свиты ( нижне – среднеюрский отдел I 1+2) приурочен пласт ЮВ2, где получен приток нефти в скважину 105Р из интервала 3026-3036 м дебитом Q = 3,5 м3/сут при Ндин. = 1480 м. Толщина отложений тюменской свиты составляет 400 м. Верхнеюрский отдел (I3) представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен нефтеносный пласт ЮВ1 . Толщина отложений свиты достигает 80 м, толщина георгиевской и баженовской свит составляет 22-26 м. Меловая система – (К), нижнемеловой отдел (К1), берриас-валанжинский ярус.

В основании  яруса залегают отложения ачимовской пачки, представленные песчаниками. Мощность толщи достигает 140 метров.

Мегионская  свита (К) сложена, в основном, песчано-алевритовой  толщей с прослоями аргиллитов. К  верхней части мегионской свиты  приурочены пласты промышленно –  нефтеносных песчаников БВ8, БВ9, БВ10. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой (чеускинской). Толщина свиты, вскрытой на Повховском месторождении, составляет 300 метров. Готериевский и барремский ярусы объединены в  вартовскую свиту (К1). Нижняя подсвита объединяет песчаные пласты БВ6-7 , верхняя – пласты группы «А». Толщина осадков вартовской свиты на Повховском месторождении составляет 700 метров.

В тектоническом отношении Повховское месторождение расположено на границе Сургутского и Нижневартовского сводов и приурочено к району сложного строения, включающего крупные положительные структуры второго порядка: Больше-Котухтинское и Айкаегаское куполовидные поднятия с зонами перехода между ними. В пределах каждого из поднятий выделяются положительные структуры третьего и четвертого порядков, в частности на Айкаеганском поднятии отмечается Средне-Ватьеганская структура третьего порядка, которая в свою очередь осложнена группой мелких поднятий четвертого порядка. На востоке Средне-Ватьеганская приподнятая зона осложняется Сардаковским локальным поднятием, а северный ее склон полого погружается в сторону Больше-Котухтинского локального поднятия, разделяясь с ним глубокой седловиной (не более 25 м). Собственно Повховское месторождение включает три эти структуры.

По  доле нефтесодержания в поровом пространстве коллекторов месторождения приоритетное значение имеют пласты БВ8 и ЮВ1. Подчиненную роль играют залежи пластов БВ7, БВ9-10, кроме того, признаки нефтеносности отмечаются в отложениях ачимовской пачки ЮВ3. Продуктивные отложения толщи БВ8-10 можно рассматривать как единую гидрадинамическую систему с единым водонефтяным контактом. Но конкретно по отдельным участкам и зонам выделяются экраны, расслоение пластов, замещение их глинистыми отложениями, затрудняющими вертикальную флюидопроводимость. Залежь пласта БВ8 является пластовой литологически экранированной, ограничивается с запада, юга и востока зонами замещения коллекторов. Водяной контакт, отбивается только в северной и северо-восточных частях месторождения. Испытанием скважин ВНК нигде не подсечен. Среднестатистические отметки ВНК по ГИС: на севере – 2666 м, в районе скважины 96 – на отметке 2661, в восточной части залежи ВНК принят на отметке 2658 м.

Горизонт  БВ8 имеет сложное геологическое строение с частым переслаиванием и взаимозамещением песчаников, алевролитов и аргелитов, а так же прослоями и линзами карбонатных пород.

Коллекторы  горизонта БВ8 представлены мелкозернистыми  песчаниками и крупнозернистыми алевролитами серого и темно-серого цвета, часто с различной слоистостью: горизонтальной, мелкой и крупной косой, обусловленной сменой гранулометрического состава, намыва углистого растительного дендрита и слюд по плоскостям наслоения. Характерной особенностью горизонта БВ8 является сложность корреляции песчаных прослоев по скважинам из-за резкого отличия формы ПС от скважины к скважине (особенно в нижней части горизонта).

Геологическое строение горизонта БВ8 отражает несколько  геологических моделей. С точки  зрения технологии выработки запасов  принципиальное значение моделей состоит в наклонном или преимущественно горизонтальном характере связанности песчаных пропластков. Наиболее существенным подтверждением предложенных геологических моделей могли бы быть результаты промыслово-геофизического контроля за выработкой запасов. Впервые модель клиноформенного строения горизонта БВ8 была предложена Шакировым А.Н.

В дальнейшем Орлинский Б.М. для подтверждения  данной модели использовал результаты геофизических исследований во вновь пробуренных скважинах. Он отмечает опережающий, преимущественно наклонный характер обводнения пропластков. Однако анализ использованных материалов не убеждает в однозначности сделанных выводов.

Геологические модели Тренина Ю.А., Ермакова Г.И. и  Санина В.П. предполагают преимущественно горизонтальный характер связанности пропластков. Модель, предложенная Трениным Ю.А., делит горизонт БВ8 на три самостоятельных пласта, каждый из которых является отдельной гидродинамической системой. По геологической модели Ермакова Г.И. горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему и в ней выделяется также три пласта 1БВ8, 2БВ8 и 3БВ8.

В 1993 году был произведен подсчет запасов  Повховского месторождения. В основу строения горизонта БВ8 положена геологическая  модель Санина В.П., который в горизонте БВ8 выделил две зоны, обусловленные гидродинамическими особенностями залежи: 1 – гидродинамически связанная и 2 – прерывистая.

Таким образом, согласно последних представлений, горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему со связанной и прерывистой зонами, между которыми существует невыдержанный глинистый коллектор. Коллекторы гидродинамически связанной зоны подразделяют на три литотипа: монолиты (М), полумонолиты (ПМ) и тонкослоистые коллектора (ТС). “Монолиты” являются наиболее однородным литотипом разреза. Коллекторами связаной зоны являются мелко- и среднезернистые песчаники, сцементированы за счет соприкосновения зерен. Монолиты этой зоны являются коллекторами 3-4 класса по А.А. Ханину, в основном, приурочены к проницаемым пропласткам, толщиной более 4 метров.

Литотип “полумонолиты” выделены только в гидродинамически связанной зоне. Представлен переслаиванием крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В этом литотипе преобладают проницаемые прослои толщиной от 2 до 4 метров. Наиболее неоднородным является литотип «тонкослоистые», который подразумевает тонкое переслаиванием крупно- среднезернистых алевролитов, мелкозернистых песчаников и, так называемых, не отсортированных разностей пород с близким содержанием песчаных и глинистых фракций. По площади гидродинамически связанной зоны преобладают крупнозернистые алевролиты, которые в зависимости от глинистости и степени отсортированности являются коллекторами 4 – 5 – 6 классов по Ханину А.А. В основном состоят из прослоев, толщина которых редко достигает двух метров. Монолиты прерывистой зоны – это крупнозернистые алевролиты, что обуславливает худшие коллекторские свойства, чем у того же литотипа в связанной зоне. Они относятся к 4 – 5 классу коллекторов по Ханину А.А. Тонкослоистые коллектора прерывистой зоны – это крупно- среднезернистые алевролиты и не отсортированные разности пород с примерно равным содержанием глинистого и песчаного материала. Этот литотип обыкновенно приурочен к проницаемым пропласткам, толщина которых не превышает четырех метров. По объему геологических запасов ведущее место занимает прерывистая зона. В ней содержится 64,7% запасов нефти горизонта БВ8. В свою очередь большая часть запасов прерывистой зоны находится в тонкослоистом коллекторе – 94%.

Гидродинамически  связанная зона заключает в себе 35,3% объема запасов горизонта в целом. Тонкослоистый коллектор содержит также наибольшую часть балансовых запасов гидродинамически связанной зоны – 63%, полумонолиты – 22% и меньше всего запасов нефти находится в монолитах – 15% от общего объема запасов гидродинамически связанной зоны.

Характер  распространения  коллекторов по площади. Разрез горизонта  БВ8

    Коллекторы  горизонта БВ8 на Повховском месторождении  имеют субмеридиональное распространение. Оно обусловлено генезисом пород горизонта. По этому признаку они могут быть отнесены к авандельтовым осадкам с присутствием в центральной части площади месторождения русловых фаций в меридиональном направлении. Здесь толща песчаных тел достигает 10 м и более. К востоку и западу отмечается резкое замещение песчаников. В начале происходит их расслоение на тонкие пропластки, затем – полное замещение глинистыми осадками.

    Для определения характера распределения  коллектора по разрезу были составлены детальные корреляционные схемы и построены геологические разрезы горизонта БВ8. На корреляционных схемах довольно уверенно выделяются две зоны: гидродинамически связанная (1 зона) и прерывистая (2 зона). На геологических разрезах также выделены эти две зоны. Преимущественно, верхняя (гидродинамически связанная) в пределах 20 метров и нижняя (прерывистая). Между зонами прослеживаются глинистые прослои от 1 до 7 метров, в некоторых участках до 20 метров. В центральной части эти зоны практически, сливаются и граница между ними проводится условно.

    Практически все эффективные толщины гидродинамически связанной зоны – нефтенасыщены. ВНК 1-й зоны ни в одной скважине не вскрыт и принят условно на отметке 2666 м. Максимально глубокая отметка залегания нефтенасыщенных коллекторов связанной зоны находится на севере месторождения и равна 2656 м (скв. 2675); минимальная – 2488 м (скв. 1172) на юге. Области с максимально большими и средними нефтенасыщенными толщинами прослеживаются от юго-восточной части через центральную часть к северу.

    Гидродинамически  связанная зона контролируется зонами глинизации kоллектора на 85-90 % всего периметра ловушки. Ниже по разрезу залегает прерывистая зона, которая представляет собой, преимущественно, переслаивание прослоев коллекторов с аргиллитами. Толщина глинистых разделов между гидродинамически связанной и прерывистой зонами колеблется от 1 до 7 метров, на сводовых участках глинистые перемычки сокращаются до 0,8 м . По площади коллекторы прерывистой зоны имеют большее развитие, чем по вышележащей связанной зоне. Водонефтяной контакт отбивается только в северной и северо-восточной частях 2-й зоны. Испытанием скважин ВНК нигде не подсечен. Среднестатистические отметки ВНК по ГИС:  на севере – 2666 м; в восточной части прерывистой зоны среднестатистическая отметка ВНК принята – 2658 м. Залежи нефти гидродинамически связанной и прерывистой зон пластовые, литологически экранированные.

Характеристика  толщин коллекторских  свойств, неоднородности горизонта БВ8.

    В целом, горизонт БВ8 характеризуется  очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35%, проводимости 238,8%, что в 2-3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям месторождений Нижневартовского и Сургутского сводов. Крайне высок показатель прерывистости пласта – 10,24.

Средняя толщина горизонта составляет 29,3 метра, средняя эффективная толщина 13,2 метра, средняя песчанистость равна 0,45. Средняя толщина глинистого раздела между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в западной части равна 5,4 м, в восточной части несколько меньше – 4,7 м, а в центральной части редко превышает 1,5 метра. Средняя проницаемость коллектора гидродинамически связанной зоны достаточно высока и равна 174,2х10 мкм, проницаемость коллектора прерывистой зоны равна 67,9х10 мкм. В целом разрез относится к регрессионному типу. Песчанистость и проницаемость уменьшаются от кровли к подошве.

В связи  со значительными размерами простирания  нефтеносного коллектора горизонта  БВ8 и изменчивостью его свойств  по площади, характеристика толщин, коллекторских  свойств, неоднородности дается по восточной, центральной и западной частям месторождения. Песчанистость гидродинамически связанной зоны в пределах центральной части изменяется от 0,57 до 0,82, в среднем составляя 0,71. Толщина колеблется от 6,3 м до 16,6 м, составляя в среднем 11,0 м, средняя эффективная толщина равна 7,9м. Расчлененность связанной зоны равна 3,903, причем минимальная равна 1,0 , а максимальная – 4,6. Характерной особенностью центральной части гидродинамически связанной зоны является то, что в разрезе пласта значительную долю составляют пропластки толщиной более 6 метров. Они занимают 25% объема коллекторов пласта 1БВ8. В целом литотип “монолиты” составляет 48% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. Тонкие пропластки (литотип “тонкослоистые”), толщиной до 2 метров, составляют 26% объема коллекторов и на литотип “полумонолиты” с толщиной пропластков от 2 до 4 метров приходится 26% от всего объема. Центральная часть связанной зоны характеризуется значительной долей низкопроницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 5х10 мкм имеют почти 50% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. В реальности же пропластки с такой проницаемостью являются либо не коллекторами, либо содержат в ограниченной степени подвижные запасы нефти. Среднепроницаемые коллектора (20-200х10 мкм) занимают 15% объема зоны, высокопроницаемые коллектора – 34% объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 700х10 мкм занимают 21% объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны. Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 151,0х10 мкм. Сравнивая показатели коллекторских свойств, можно отметить, что центральная часть гидродинамически связанной зоны представлена лучшими коллекторами Повховского месторождения.

Песчанистость прерывистой зоны в пределах центральной части месторождения изменяется от 0,36 до 0,51, составляя в среднем 0,39. Проницаемость зоны в среднем равна 68,9х10 мкм, причем проницаемость монолитов прерывистой зоны выше проницаемости тонкослоистого коллектора почти в 2 раза, что существенно влияет на выработку запасов прерывистой зоны. Низкопроницаемый коллектор занимает 52% от объема всей 2-й зоны; проницаемость от 20 до 200х10 мкм имеют 21% коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны.

    Расчлененность  прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 метр продуктивной части разреза  равна 0,676. Средняя эффективная толщина прерывистой зоны в центральной части горизонта БВ8 составляет 9,3 м. Основная доля коллектора прерывистой зоны содержится в пропластках толщиной от 0 до 3 м – 70% объема пласта 2БВ8. На долю тонкослоистого коллектора  (   толщина пропластков не превышает 2 м) приходится 85% объема продуктивной части прерывистой зоны, а на монолиты, соответственно, только 15%, причем 8% из них приходится на пропластки толщиной более 6 метров. Сравнивая коллекторы связанной и прерывистой зон в центральной части месторождения, можно отметить, что вариация пропластков по проницаемости и толщине очень высока в обеих зонах. Учитывая отсутствие или малую мощность глинистого раздела в центральной части месторождения между связанной и прерывистой зонами, мы с неизбежностью будем иметь перетоки флюидов между ними. Средняя песчанистость горизонта БВ8 в пределах западной части месторождения составляет 0,38. Песчанистость по гидродинамически связанной зоне равна 0,64, изменяясь в пределах от 0,46 до 0,79. Общая толщина гидродинамически связанной зоны изменяется от 2,6 до 15,5 м, составляя в среднем 8,2 м. Эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,6 м; средняя эффективная толщина равна 5,3 м. Средняя толщина монолитов гидродинамически связанной зоны на западе месторождения равна 5,8 м. Монолиты составляют 26% от объема 1-й зоны. Полумонолиты занимают 34% объема пласта. Их средняя эффективная толщина равна 3,8 м. Тонкослоистые коллектора занимают 40% объема коллектора пласта БВ8, их средняя суммарная толщина в разрезе пласта составляет 2,9м.

Высокопроницаемые коллекторы занимают 30% от объема продуктивной части гидродинамически связанной  зоны, причем половину из них составляют коллекторы с проницаемостью свыше 700х10 мкм. Коллекторы со средней проницаемостью занимают 18% объема всего коллектора, а на долю низкопроницаемых коллекторов приходится 52%.  На коллектора с проницаемостью до 5х10 мкм приходится 50% от общего объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.

Средняя проницаемость западной части гидродинамически связанной зоны равна 80,7х10 мкм. Проницаемость  монолитов невысока и равна 122,7х10 мкм; полумонолитов – 864,8х10 мкм. Проницаемость же тонкослоистого коллектора ниже и равна 59,5х10 мкм.

    Расчлененность  по гидродинамически связанной зоне равна 3,092, она колеблется от 2,801 до 4,357. Расчлененность на 1 метр эффективной толщины изменяется от 1,667 до 0,255 и средняя величина равна 0,586.

    Средняя песчанистость прерывистой зоны в западной части месторождения  равна 0,32. Коэффициент песчанистости  изменяется от 0,25 до 0,42. Общая толщина зоны изменяется от 8,1 м до 32,2 м, составляя в среднем 23,7 м. Средняя эффективная толщина равна 7,5 м. Средняя расчлененность на метр эффективной толщины равна 0,704. Чуть более половины продуктивной части прерывистой зоны, а точнее 52%, занимают пропластки толщиной до 2-х метров. На литотип “полумонолиты”приходится 86% объема коллекторов прерывистой зоны. Следовательно, монолиты занимают лишь 14% объема коллектора, из них 7% составляют пропластки толщиной более 6 метров. Таким образом, основную долю объема коллектора прерывистой зоны в западной части составляют преимущественно тонкие, имеющие незначительную протяженность по площади пропластки.

    Средняя проницаемость по зоне составляет 62,9х10 мкм. Доля низкопроницаемых коллекторов (до 20х10 мкм) – 53%, причем 50% приходится на коллекторы с проницаемостью до 5х10 мкм. Коллекторы со средней проницаемостью составляют 17%  объема продуктивной части прерывистой зоны. Высокопроницаемые коллекторы занимают 30%  объема. Проницаемость монолитов прерывистой зоны 132,6х10 мкм, что в два раза превышает проницаемость тонкослоистого коллектора (53,8х10 мкм) и оказывает большое влияние на степень выработки запасов прерывистой зоны. Толщина глинистой перемычки между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в западной части месторождения изменяется от 1 до 9 метров. Средняя толщина раздела 5,4 м, причем в южной части месторождения толщина глин 3,5 м, а в северной средняя толщина равна 5,2м.

Что касается восточной части месторождения, то здесь общая песчанистость  гидродинамически связанной зоны составляет 0,65. Она колеблется от 0,52 в южной части до 0,82 в северной. Средняя общая толщина равна 7,1 м. Средняя эффективная толщина изменяется от 3,2 м до 11,7 м, составляя в среднем 4,6 метра. Средняя расчлененность равна 2,759, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,597. Гидродинамически связанная зона представлена всеми тремя литотипами – монолитами, полумонолитами и тонкослоистыми коллекторами.