Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние добычи углеводородного сырья из сланцевых толщ США, КНР и доманиковых отложений ВУНГП 7
1.1. Состояние добычи углеводородного сырья из сланцев в США 7
1.2. Промышленная добыча сланцевого газа в районе Фулин депрессии Сычуань КНР 10
1.3. Состояние изученности доманиковых отложений ВУНГП 14
1.4. Выводы 23
Глава 2. Геологические строения юго-востока Русской платформы (ЮВРП) и Сычуаньской депрессии Янцыской платформы (СДЯП) 24
2.1. Современные структурно-тектонические условия залегания доманиковой фации ЮВРП 24
2.2. Тектоника и стратиграфия депрессии Сычуань 29
2.3. Выводы 36
Глава 3. Секвенс-стратиграфические характеристики верхнедевонско турнейского комплекса ЮВРП и нижнесилурийских отложений депрессии Сычуань 37
3.1. Секвенс-стратиграфическая характеристика доманиковых отложений ЮВРП 37
3.2. Секвенс-стратиграфическая характеристика нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань 47
3.3. Выводы 50
Глава 4. Геохимические условия формирования доманиковых отложений ЮВРП и O3w-S1 комплекса депрессии Сычуань 51
4.1. Содержание и состав нерастворимого остатка в породах дух типов отложений 51
4.2. Геохимическая характеристика ОВ и битуминозных компонентов в отложениях доманиковой фации 55
4.3. Геохимические условия формирования отложений нижнего палеозоя депрессии Сычуань 67
4.4. Выводы 74
Глава 5. Палеогеографические и палеотектонические условия формирования в доманиковых отложениях ЮВРП и нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань 75
5.1. Палеогеографическая обстановка формирования доманиковых отложений ЮВРП 75
5.2. Палеогеографическая обстановка формирования нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань 95
5.3. Палеотектонические особенности земной коры при формирования доманиковых отложений ЮВРП и сланцевых пород нижнего силура восточной депрессии Сычуань 97
5.4. Выводы 106
Глава 6. Пространственные размещения нефтеносности двух типов отложений 107
6.1. Коллекторские свойства доманиковых отложений ЮВРП 107
6.2. Пространственные размещения палеозойских сланцевых пород депрессии Сычуань 117
6.3. Выводы 123
Глава 7. Закономерности развития тектонической трещиноватости и перспективы нефтегазоносности доманиковой фации 124
7.1. Общие сведения о тектонической трещиноватости 124
7.2. Разломы и их планетарные системы 126
7.3. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти доманиковой фации 136
7.4. Перспективы нефтегазоносности доманиковой фации 142
7.5. Выводы 145
Заключение 146
Список сокращений 147
Список литературы 148
- Состояние изученности доманиковых отложений ВУНГП
- Тектоника и стратиграфия депрессии Сычуань
- Секвенс-стратиграфическая характеристика нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань
- Палеогеографическая обстановка формирования нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань
Состояние изученности доманиковых отложений ВУНГП
Депрессии Сычуань приурочена к межгорной впадине в западной части платформы Янцзы. Ограничен палеозойскими горноскладчатыми сооружениями. Фундамент до синийского (протерозойского) возраста. Осадочное выполнение общей мощностью свыше 12 км представлено тремя структурно-литологическими комплексами: синийско-силурийским (карбонатно-терригенные породы мощностью до 1,5 км в центральной части бассейна, до 2,5 км в окраинных частях); юрско-меловым (угленосные песчано-глинистые породы, в верхней части красноцветные, мощностью 3-8 км); пермско-триасовым (преимущественно карбонатные отложения с прослоями ангидритов и солей в среднем триасе мощностью до 2,2 км). В бассейне выделяются несколько крупных структурных элементов, отделённых региональными разломами. Основная зона нефтенакопления связана с центральным Сычуаньском сводом (Луннюйсы), газонакопления — с положительными структурами впадин Цзылюцзин и Лоушань. В южном и центральном районах бассейна в основном расположены центры по добыче газа. Продуктивны синийские, пермские и триасовые, преимущественно карбонатные, отложения на глубине до 3 км.
Природный газ занимает доминирующее место среди нефтяных и газовых ресурсов в Сычуани. В Сычуани нефтяные ресурсы небольшие. По объему их доля составляет лишь 0,005-0,002% от общего количества нефтяных ресурсов в стране. Природный газ обнаружен в близи 12 городов и участках, входящих в территорию бассейна. Удельный вес месторождений природного составляет свыше 98%. По мере развития геологической разведки количество и разведанные запасы месторождений природного газа все время увеличиваются. Сычуань считается провинцией с компактным размещением месторождений природного газа в стране. Природный газ является приоритетом в разведке нефтяных и газовых ресурсов. Среди разведанных месторождений природного газа газовые запасы лишь у 4 месторождений превышают 10 млрд. кубометров, это Вэйюань, Волунхэ, Чжунба, и месторождение, на которой фонтанирует старая скважина. Эти месторождения компактно расположены в самой впадине. По периферии и центру впадины уже обнаружены нефтяные и газовые пласты промышленного значения. В восточной, южной и юго-западной части впадины, главным образом – природный газ, а в центральной части впадины – нефть.
В пределах Сычуаньской впадины обнаружены крупные месторождения газа. В их числе месторождения Пугуань, Улонхе, Вэйюань и другие. Они занимают строгое стратиграфическое положение и сосредоточены в отложениях синия, перми и триаса и представлены структурными и литологически экранированными залежами. Продуктивными горизонтами являются карбонаты синия (протерозоя) и перми, а также пласты терригенных пород триаса. Большие перспективы связаны с открытием месторождений сланцевого газа в отложениях синия, ордовика, силура и перми. Китайская разведка сланцевого газа имеет хорошие перспективы, хотя низкая проницаемость коллекторов сланцевого газа и сопротивление воздушного потока намного больше, чем на месторождениях обычного традиционного газа. В начале 2006 года, CNPC начал исследовать сланцевый газ по ресурсам. Результаты исследований показывают, что в кембрийском сланце «Тию Лао Донь» (в районе Вэйюуан) и в нижнесилурийском сланце «Лоньмаси» (в районе Фулин) имеются условия накопления сланцевого газа. И уже в прошлых исследованиях заметили большое содержание сланцевого газа.
Эксперты считают, что в этих двух пластах потенциал ресурса сланцевого газа должен быть 6,8-8,4 млрд куб. м3, который почти равен суммарным ресурсам обычного природного газа в депрессии Сычуань. Геологические и геохимические параметры двух пластов сланцев в депрессии Сычуань похожи на сланцы в 5 основных бассейнах в США.
К настоящему временем в КНР в разных районах открыты разные сланцевые месторождения, в том числе на восточной части депрессии Сычуань района Фулин (рис.1.4.), где реализована промышленная добыча газа из раннесилурского подъяруса. Площадь района Фулин составляет 280 квадратных километров, добыча сланцевого газа в 2014 г. составила 2,5 млрд. куб.м. Тип сланцевого газа района Фулин является самогенерируемым и самосохраняемым. Породы ордовикско-силурских отложений характеризуются большими толщинами, имеющими высокую хрупкость, среднюю пористость, и высокий коэффициент давления. Глубины их залегания 2250-3000 метров. В составе на свободный газ приходится 90%, а 10% составляет адсорбированный. По новым данным СИНОПЕК, в первом квадрате 2016 г. в районе Фулин пробуренные добывающие скважины около 190, добыча сланцевого газа составляется 1,375 млрд. куб.м., средние притки газа - 15,11 мил. куб.м/сут.
По состоянию на апреля 2016 года, в районе Фулин пробурены 164 скважины, в том числе у 105 скв. получены притоки газа; 98 скв. находится в состоянии разработки и эксплуатации. В целом при испытании скважин у всех получены промышленные притоки газа.
Тектоника и стратиграфия депрессии Сычуань
По-прежнему прослеживается большинство внутриосевых биогермов, сформировавшихся в фаменское время. Сохраняется расчлененность турнейскими биогермными постройками и предрадаевско-бобриковскими врезами, которые уничтожали ранее отложившиеся карбонатные отложения, иногда вплоть до кровли фаменского яруса.
Одним из характерных элементов структурной поверхности подстилающих рассматриваемые горизонты терригенных отложений девона, которые находят свое отображение и в перекрывающих карбонатных отложениях, являются грабенообразные прогибы и зоны горстовидных поднятий. Они представляют собой узкие (до 2 км), протяженные (до 100 км) отрицательные или положительные элементы, амплитудой 25-30 м.
Сеть этих линеаментов, особенно четко выраженных на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, его привершинной части, развитых вдоль зоны сочленения Жигулевско-Пугачевского свода и Сокской седловины с Бузулукской впадиной, частично на северовосточном склоне Башкирского свода, обуславливает в значительной мере увеличенную плотность структурно-геоморфологических элементов в этом района.
Значение этих прогибов (и горстов) состоит в том, что наследуя структурно-тектонический каркас кристаллического фундамента, а в ряде районов и рифей-вендского структурно-формационного комплекса, они наследуют и тектоническую активность блоков фундамента.
Наиболее частым выражением (отображением) разломов фундамента в осадочном чехле являются флексурные перегибы многочисленных линейных структурных валов, поднятий; именно с этими зонами и связаны наиболее активные системы тектонической трещиноватости осадочного чехла (напряженные зоны), возникшие на стыке зон (блоков) разнонаправленных движений.
Тектонические особенности рассматриваемых структурных этажей, обусловленные историей их развития, определили не только пространственное размещение доманиковых фаций, но и большое разнообразные структур, благоприятных для скопления нефти. Для доманикового и мендымского горизонтов характерны преимущественно структуры тектонического типа, практически полностью унаследованные от фундамента и терригенного комплекса девона. Для вышележащих позднефранских, фаменских и турнейских отложений, наряду с тектоническим фактором, увеличивается роль седиментационно-тектонических поднятий и структур их облекания.
В палеотектоническом отношении доманиковое время имело характерные особенности, заметно отличающие его от предыдущих периодов осадконакопления.
С момента формирования доманиковой впадины уменьшилась структурная дифференциация территории, сформировалась единая краевая платформенная Урало-Волжская область осадконакопления со сходными на всей территории типами осадков, структурно фациальными обстановками и формами палеогеоморфологического расчленения. Эта область распространялись на восток вплоть до эвгеосинклинальной зоны Урала.
Главными особенностями осадконакопления семилукского периода, по сравнению с предыдущими этапами, явились: - значительное изменение местоположения большинства региональных зон поднятий и опусканий, - образование на основе тектонической дифференциации сопряженных региональных аккумуляционных палеогеоморфологических элементов - отмелей (мелководных карбонатных шельфов), пологих склонов и "уступов", недокомпенсированных депрессий; - формирование специфической доманиковой фации. В этот период образовались региональные Жигулевские палеоподнятия (палеошельфы) и заложились палеодепрессии - Муханово-Ероховская и Актаныш-Чишминская; Усть-Черемшанский прогиб был не выражен. На следующем, мендымско-ранне-среднефаменском этапе развития главным палеогеоморфологическим результатом явилось образование Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, региональных карбонатных шельфов и органогенных построек различных типов. На этом этапе развития территория достигла наиболее дробной региональной тектонической дифференциации, начали более четко обособляться своды, впадины, валы, прогибы, формировались внешние части шельфов с массовым развитием на них биогермов и биогермных массивов. Для более позднего позднефаменско-турнейского этапа характерна тенденция к затуханию на большей части юго-востока Русской платформы процессов тектонической дифференциации; сохранение общего структурного плана; резкое сокращение области образования органогенных построек, формирование сложного аккумуляционного рельефа.
Китайская платформа в докембрии разделилась на Корейско-Китайскую, Таримскую и Янцзынскую платформы (Южно-Китайская платформа) (рис.2.5.). На докембрийском фундаменте сформировались палеозойские морские отложения. Платформа испытала каледонские и герцинские дислокации. После триаса и юры активно развивалась морская регрессия с севера. В результате, под влиянием блоковых нарушений сформировались континентальные седиментационные бассейны, в основном, мезозойского возраста.
Секвенс-стратиграфическая характеристика нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань
Породы доманиковой фации мендымского горизонта также, как и всей вышележащей толщи девона приурочены к Камско-Кинельской системе прогибов. Как уже отмечалось многими исследователями распределение битуминозности по площади ККСП имеет вполне закономерный характер, выражающийся в том, что сингенетичная битуминозность пород уменьшается при переходе от осевой через бортовую к сводовой зонам. Основная масса битуминозных и углеводородных компонентов заключена в породах доманикового типа в осевых зонах прогибов. По составу ОВ породы доманиковой фации мендымского горизонта близки к доманикитам семилукского горизонта. Они также характеризуются повышенным содержанием ОВ, ХБА, , но по абсолютным значениям значительно ниже, чем в собственно доманикитах.
На территории Оренбургской и Самарской областей отложения доманиковой фации мендымского горизонта связаны с Муханово-Ероховским прогибом. Содержание ОВ и ХБА. в пределах прогиба изменяется в широком диапазоне, но по абсолютным величинам значительно ниже, чем в доманикитах иловой впадины семилукского горизонта.
В пределах восточной части Муханово-Ероховского прогиба (Оренбургская область) по немногочисленным данным (Гавриловская пл., скв. 214) содержание ОВ изменяется от 0,07 до 6,1%, ХБА от 0,005 до 0,16%, от 1,9 до 27%. Стадия катагенеза соответствует MK1 (глубина 3063-3118 м). В составе синбитумоидов, по сравнению с доманикитами семилукского горизонта отмечается некоторое увеличение масляной фракции и содержания асфальтенов. В составе углеводородов преобладает ароматика. Наряду с сингенетичной битуминозностью широкое развитие имеют аллохтонные (паравтохтонные) битумоиды (25-37%) (таблице 4.3.).
По направлению к западу (на территории Самарской области) отложения осевой зоны Муханово-Ероховского прогиба заметно обогащаются органическим веществом (среднее содержание ОВ - 3,2% против 1,7%) и битуминозными компонентами (соответственно 0,45% против 0,14%). Исследования, проведенные в 22 скважинах на 19 площадях (Субботинской, Южно-Языковской, Дмитриевской, Винно-Банновской, Раковской, Селитьбенской и др.) показали, что содержание ОВ изменяется от 0,48 до 8%, ХБА от 0,08 до 2% при от 3,5 до 15,3%. По сравнению с восточной частью в западной части Муханово-Ероховского прогиба битумоиды заметно обогащены масляной фракцией (40,4%) и метаново нафтеновыми углеводородами (34,4%). Тем не менее, в составе битумоида преобладающими остаются асфальтеново-смолистые компоненты и ароматика, что связано с уходом более подвижных миграционно-способных компонентов. Нефтепроизводящие способности отложений доманиковой фации мендымского горизонта в Муханово-Ероховском прогибе подтверждаются широким проявлением аллохтонных битумоидов не только в зоне ККСП, но и за ее пределами. Наличие залежей нефти в пластах мендымского горизонта на площадях Дзержинской, Красноармейской, Никоновской, Колыванской, Рассветской и др. за пределами ККСП может быть связано, в первую очередь, с поступлением УВ из осевой зоны ККСП, а также , возможно, и из доманикитов семилукского горизонта.
Отложения доманиковой фации мендымского горизонта на территории Башкортостана изучены химико-битуминологическим методом по ограниченному числу проб в пределах Актаныш-Чишминской палеодепрессии (Тавтимановская, Благовещенская, Зап. Бекетовская площади), а также в области Башкирского (Урюшская) и Ю.Татарского (Канашская) площади сводов.
В отличие от доманикитов семилукского горизонта подавляющее число изученных проб характеризуется более низким содержанием ОВ и только на Благовещенской площади в темноцветных породах нижней части разреза оно достигает 4,3%. Битумоиды по соотношению хлороформенных и спиртобензольных компонентов близки к породам семилукского горизонта. В породах доманиковой фации содержание ОВ колеблется от 2,5 до 5,3%, ХБА от десятых долей до 1,3 - 2% (Бузовьязы, Бекетовка, Алкино, Южная Сергиевка). Коэффициент битуминизации изменяется в широких пределах от 5 до 17-37%. По абсолютным значениям он значительно ниже, чем в доманикитах семилукского горизонта. В элементном составе отмечается повышенное содержание углерода (79-81%). Содержание гетероэлементов и отношение С/Н близки по своим значениям к битуминоидам доманикитов. По компонентному составу битумоиды обоих горизонтов также имеют большое сходство. Для битумоидов мендымского горизонта также характерно относительно высокое содержание асфальтенов (31-35%) (хотя и значительно ниже, чем в доманике) и более высокое содержание масел (от 26 до 42%). Для них также как и в битумоидах семилукского горизонта характерно присутствие всей гаммы углеводородов от C8 до C30, с относительно высоким содержанием низкомолекулярных углеводородов, в составе которых значительно увеличена концентрация парафиновых углеводородов нормального строения.
Сходство характера распределения углеводородов в битуминоидах осевых зон Актаныш-Чишминского прогиба с распределением их в доманикитах семилукского горизонта указывает на однотипность состава исходного сапропелевого органического вещества и близость литолого-фациальных и геохимических условий.
Среди изопреноидов также отмечается преобладание фитана над пристаном. Сопоставляя геохимические параметры в отложениях доманиковой фации мендымского горизонта в Камско-Кинельской системе прогибов, можно отметить, что относительно более высокие содержания ОВ, ХБА приурочены к осевым зонам Муханово-Ероховского и Актаныш-Чишминского прогибов, а также к восточной зоне ККСП на южном куполе Татарского свода. На остальной территории выход масел колеблется в пределах 29-30%, и только лишь в Муханово-Ероховском прогибе на территории Самарской области поднимается до 40,4%. Несмотря на некоторое облегчение состава битумоида в мендымском горизонте, по сравнению с битумоидами доманикитов семилукского горизонта, он остается тяжелым с преобладанием смолисто-асфальтеновых компонентов, а в составе масляной фракции ароматических углеводородов.
В пределах отдельных прогибов Камско-Кинельской системы углеводородный состав масляной фракции имеет большое сходство. В битумоидах пород доманикового облика осевой зоны присутствует, как и в доманикитах семилукского горизонта, вся гамма углеводородов, также с относительно высоким содержанием низкомолекулярных УВ, но с относительно более высокой концентрацией парафиновых углеводородов нормального строения.
Распределение углеводородов в битумоидах мендымского горизонта имеет большое сходство с распределением УВ в битумоидах доманикитов семилукского горизонта, отличаясь от них лишь более парафинистым составом, что может быть связано с меньшим развитием эмиграционных процессов по сравнению с собственно доманикитами.
Палеогеографическая обстановка формирования нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань
За исключением пород турнейского яруса, в которых твердый битум отсутствует. Нефтеносность пород в разрезе подтверждается многочисленными опробованиями всех отложений. Везде получены притоки нефти, определяемые дебитом десятков литров в сутки, без воды. Лишь в двух случаях удалось получить кратковременные фонтаны с дебитом 8-9 м3 в сутки, которые, видимо, связаны с трещиноватостью.
Рассмотрение геофизических материалов с целью обнаружения трещиноватых пород по комплексу НГК-КС не дало положительных результатов. По акустическому каротажу, проведанному по двум скважинам 77 и 49 Неприковского месторождения, в скв.49 Южно-Неприковская выделено два интервала трещиноватых пород на глубинах 2777-2787 и 2795-2800 м.
Основной вопрос выделения в разрезе нефтеносных пластов, разделения нефтеносных и водоносных пластов, выделение покрышек по геофизическим данным не нашел к сожалению решения.
Геофизическая характеристика разреза однотипна как в сводовых скважинах, так и в шести скважинах, расположенных на периклинали (Долматовская).
Удельные сопротивления всех пластов определяются сотнями и тысячами (до 7000) омм. Пласты-коллекторы фиксируются. Не установлены в разрезе сколько-нибудь мощные зоны трещиноватости. В разрезе отсутствуют пласты глин или глинистых известняков, а также пласты очень плотных пород, которые могли бы служить покрышками.
На присутствие нефти в пластах указывают повышенные значения газосодержания раствора по данным газового каротажа, а также битуминозность пород. Водоносные пласты-коллекторы не фиксируются. Получение значительных притоков воды в скв. № 102 Долматовской площади (35,5 м3) и скв. №100 Долматовской площади (50 м3) не находят подтверждения в геофизической характеристике, пластов, из которых эти притоки получены, и заставляют предположить возможные прорывы вод.
Дальнейшие геофизические исследования в скважинах, вскрывающих доманиковых отложений, должны предусматривать, наряду с выполнением типового комплекса исследований, следующие работы: 1. Акустические исследования пород и выделение зон трещиноватости. Метод и аппаратура РК и АК должны предусматривать оптимальные условия для выделения зон трещиноватости. 2. Ядерно-магнитный каротаж, который позволит установить наличие подвижной нефти в пластах и ее, распределение по разрезу.
В скв.77 Южно-Неприковского поднятия изучались отложения турнейского яруса в интервале глубин 2820-2914 м, сложенные плотными известняками. В верхней части разреза известняки включают два прослоя глин и глинистых известняков на глубинах 2840-2846 и 2866 м кизеловского возраста. Известняки характеризуются высокими значениями удельного сопротивления, высокими показателями НГК и скоростями распространения упругих колебаний, присущих плотным образованиям. Значения пористости известняков, определенные по нейтронному гамма каротажу, колеблются в пределах 2-4%, по акустическому каротажу они изменяются от 5 до 8%. Средние значения пористости равны 6,6% по АК, и 4,8% по НГК. Залегающие ниже 2914 м отложения малевского и заволжского горизонтов, также евланово-ливенских слоев, воронежского, мендымского и семилукского горизонтов на глубинах 2914-3094 м характеризуются резким возрастанием значений гамма-активности пород, снижением показаний НГК и скорости упругих волн.
Возрастание гамма-активности при отсутствии указаний на глинизацию пород, свидетельствуют об их интенсивной битуминизации - заполнении пор затвердевшим битумом.
Снижение показаний НГК и скорости колебаний (АК) - свидетельство увеличения пористости пород. Среднее значение пористости, определенной по НГК составляет 14,5%, по АК - 15,2%. Однако, указанные значения характеризуют общую пористость пород с порами, заполненными битумом. Установить открытую пористость (если она имеет место) по геофизическим параметрам не удается. В этой части разреза только один пласт в подошве мендымского горизонта (3060-3067 м) представлен известняком, свободным от битуминизации, уплотненным, с значением пористости 4-5%.
График приводится на рис. 6.2. Из него видно, что значения общей пористости, полученные геофизическими методами, выше, чем значения открытой пористости, полученные петрофизическими методами.
Разница между открытой и общей пористостью характеризует степень постседиментационных изменений в породах-коллекторах.
По значениям общей пористости можно судить о палеопористости, которая достигала значений 20%. Открытая пористость характеризуются низкими значениями, только четыре образца из 74 имеют значения выше 10% (11, 13, 14, 16%). На указанной схеме приводятся стандартный и радиоактивный каротаж, пористость по петрофизике, по НГК, по АК, величины потерь при экстракции породы, которые не превышали 2,46%. Показано окремнение, достигающее в заволжском горизонта 96%. Пониженными значениями SiO2 характеризуются карбонаты мендымского горизонта, которые обладают и самой высокой пластичностью из пород всего приведенного разреза, коэффициент Пуассона - выше 0,3, а для пород заволжского горизонта он падает до 0,2.
На Ю.-Неприковской площади проводился ЯМК, который характеризует только мендымский, семилукский и саргаевский горизонты, по нему выделяются участки с подвижными флюидами.
В пределах доманиковой впадины преобладают низко- и среднеёмкие коллектора. На северо-восточном борту Муханово-Ероховского прогиба выделяются три площади со значениями 20%, 20%, и 21% на Обошинской, Орлянской и Сидоровской площадях соответственно, в семилукском горизонте. Повышение емкостных свойств наблюдается в верхней части доманиковой фации: в верхнефранских, фаменских и заволжских отложениях.
По семилукскому и мендымскому горизонтам Самарской области построены гистограммы распределения пористости по частоте встречаемости (рис.6.3. а, б), из которых следует, что в семилукском горизонте преобладают породы с пористостью 6-8%, составляющие 20% от общего количества, а породы с пористостью 21% - встречаются только на одном Сидоровском месторождении и составляют 1,1%.
В мендымском (бурегском) горизонте породы с пористостью 6-8% составляют 31%, а самые лучшие коллекторы 14-16% пористости составляют 3% от общего количества определений. По Ю.-Неприковской скв.77 отдельно построена гистограмма распределения открытой пористости, определенной по керну по частоте встречаемости (рис.6.3. в). Из гистограммы видно, что пористость 2-4% составляет 29% от общего количества определений, пористость 14-16% составляет 2,2% от всего количества определений.