Проницаемость пласта. 
Гидравлический разрыв пласта на добывающих и нагнетательных скважинах на газовых и газоконденсатных месторождениях и нефтяных оторочках

Абсолютная проницаемость пласта определялась в ЦНИПРе НГДУ Аксаковнефть путем анализа образцов керна из 110 скважин.

Средняя проницаемость по воздуху при линейной фильтрации составила по 940 образцам керна 0,0068 мкм². Анализом установлено, что изначально нефтяное насыщенные образцы имеют большую проницаемость, чем водные насыщенные, которая в среднем по 807 определениям составляет 0,0078 мкм².

По 133 насыщенным образцам керна средняя проницаемость составила 0,0008 мкм².

Нефтяной насыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм², относящийся по отраслевой классификации к трудно извлекаемым, встречается в 95% скважин.

Таким образом, по фильтрационной характеристике залежь нефти в карбонатных кизеловского горизонта относится к трудно извлекаемым. Из теории и практики известно, что от проницаемости пласта зависит время восстановления пластового давления, которое при приведенных величинах проницаемости изменяется от 15 до 45 суток.

При определении проницаемости образцов керна с пористостью 5−8% оказалось, что последние, в большинстве, непроницаемые.

Незначительная проницаемость установлена в образцах, имеющих видимые горизонтальные трещины по стилолитовым швам.

Образцы керна, с такой пористостью имели насыщенность. Практически, в результате эксплуатационного бурения залежи, в скважинах, имеющих пористость 6−8% при освоении имеется приток нефти и они вводятся в эксплуатацию.

Освоение большого количества нагнетательных скважин, более 50% которых расположены в зонах пониженных толщин и имеющих пористость 6−8%, не вызывало технологических затруднений.

Скважины устойчиво, в течение многих лет, принимают пластовую высокоминерализованную девонскую воду при давлениях 3,0−6,0 МПа. Средняя приемистость составляет при этом давлении на устье 70−80 м³/сутки.