Особенности строения нижнемеловых залежей Заполярного и Ямбургского месторождений в связи с их доразведкой и подсчётом запасов, страница 16

34

условий быстрых прорывов в скважину конусов воды и газа, посколь­ку при кратковременных испытаниях могут быть получены непредста­вительные результаты, не отражающие истинных эксплуатационных воз­можностей скважин на нефтяных оторочках. Результаты этих испыта­ний должны дать обоснованный ответ на вопрос о возможности промыш­ленной эксплуатации оторочки, о необходимости применения методов интенсификации и целесообразности проведения комплекса техничес­ких мероприятий по обустройству отдельных скважин или группы до­статочно удаленных друг от друга скважин на нефтяной оторочке для их эксплуатации. В результате обработки данных гидродинамических исследований должны быть получены параметры пласта и определены расстояния до контактов, экранов или зон ухудшенной проводямостя пласта.

Особое внимание должно быть уделено на выявление и изучение неоднородности строения продуктивного пласта в пределах нефтяных оторочек и в законтурной области. Наличие глинистых прослоев в верхней и нижней частях пласта в пределах оторочек или правильном выборе положения интервала перфорации может предотвратить обра­зование конусов воды и газа при эксплуатации. Замещение коллекто­ров в законтурной области затрудняет продвижение контурных вод, и оторочка в течение продолжительного времени может эксплуатиро­ваться вскрывшими ее скважинами без опасности обводнения или за-газовывания.

Для установления неоднородности пласта и изучения свойств коллекторов из интервалов залегания нефтяных оторочек обязатель­но должен быть произведен отбер керна в достаточно большом  объе­ме. Если керн в первой скважине, вскрывшей нефтяную оторочку, отобран в недостаточном количестве, то при заложении последующих скважин на оторочку обязательно должен быть предусмотрен  отбор керна в таком объеме, чтобы строение пласта было полностью осве­щено. Вопрос о необходимости отбора керна в других скважинах на оторочке может быть решен в зависимости от разрешающей способнос­ти геофизических исследований и однородности строения пласта по площади.

На Заполярном месторождении при достаточно хорошей изучен­ности газовых частей залежи, позволяющей подсчитывать запасы по категориям B+Cj, степень разведенности нефтяных оторочек значи­тельно ниже. Положение ВНК и ГНК на большинстве залежей принято весьма условно. Так, при высокой разведенности газовых частей залежей (соотношение запасов газа категорий Cj и С₂   составляет

35

96:4$) остались слабоизученными некоторые вопросы, имеющие важ­ную роль при проектировании разработки. Основные из них таковы: содержание конденсата по отдельным залежам, характер и условия залегания нефтяных оторочек, их площадное распространение. Почти по всем залежам притоки нефти получены в единичных скважинах, но принимается, что нефтяные оторочки существуют по всей залежи. Если же нефтяные оторочки распространены не повсеместно, а разви­ты только на отдельных участках продуктивной толщи, как это отме­чается на Уренгойском месторождении, то такой подход может привес­ти к большому завышению величины запасов я промышленного значения нефтяных оторочек.

Методика разведки газонефтяных залежей существенно зависит от того, будут ли контакты горизонтальны или наклонны. Как извест­но, смещение нефтяных залежей и оторочек обусловливается измене­нием напора вод в продуктивном горизонте (Савченко В.П., 1977).

Неокомские залежи углеводородов связаны с меловым водоносным комплексом, представляющим собой огромную по мощности толщу пес-чано-алевролитовых пород валанжин-сеноманского возраста   (усть-тазовская серия). Внутри данного комплекса предполагается сущест­вование водоупоров локального распространения, что подтверждается наличием газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей в ва-ланжине (Ямбургское, Заполярное месторождения) и их отсутствием в апт-альбе. Верхним водоупором водоносного комплекса является толща глин и глинистых отложений от  турона до палеоцена включи­тельно, общая мощность которой в середине северной половины За­падно-Сибирского бассейна составляет 600-800 м и более.