Особенности строения нижнемеловых залежей Заполярного и Ямбургского месторождений в связи с их доразведкой и подсчётом запасов, страница 17

Для верхней части мелового водоносного комплекса (сеноман) характерно изменение наклонов поверхностей газоводяных контактов преимущественно на северо-восток, что подтверждает'региональное движение подземных вод в этом направлении. Гидрогеология нижней части (неоком) меловой водонапорной системы в настоящее время остается малоизученной. Строение, литология и физические свойст­ва водовмещающих отложений освещены только на структурах и в не­посредственной близости от залежей. Данных о фильтрационных и емкостных свойствах коллекторов, напорах вод еще недостаточно.

По залежи пластов BTg_g построена карта изменения приведен­ных давлений (рис.3), где достаточно надежно устанавливается их ошжеые на восток. По залежи пластов БТ₉ и BTg_₇ также отмече­но, что омещение нефтяной оторочки происходит в восточном  нап36

Другим хорошо изученным газонефтяным месторождением этого региона является Уренгойское. Нефтяные оторочки промышленного зна­чения выявлены в пластах БУд, БУ_10-11, БУ_1Х' и БУ₁₄. Слабые при­токи нефти получены из пластов БУд, БУ^, БУ^»

В залежи пласта БУд нефтяная оторочка установлена на север­ном куполе, на восточном крыле Центральной приподнятой зоны и в районе южного купола. Наклон контактов газ-нефть я нефть-вода отмечается в северном и северо-восточном направлении. На южном ку­поле нефтяная оторочка полностью смещена на восточное крыло.

В залежи пластов БУ^^ц  нефтяная оторочка подстилает газо-конденсатную часть и смещена на восточное крыло Уренгойского вала.

В залежи пласта БУ₁₄ нефтяная оторочка "козырькового" типа смещена на восточное крыло я литологически ограничена с севера. Газоводяной контакт здесь имеет такой же наклон; с запада на вос­ток.

Таким образом, нефтяные оторочки Уренгойского и Заполярного месторождений смещены в целом на восток или северо-восток. Следо­вательно, в этом регионе существует тенденция в изменении напоров пластовых вод в восточном и северо-восточном направлении, что промерно  соответствует региональному изменению напоров вод в се-яомане. Однако это не исключает того, что на отдельных локальных участках возможно падение напоров вод и, следовательно, смещение нефтяных оторочек в другом направлении. Этот вывод имеет сущест­венное значение для методики разведки нефтяных оторочек газонеф-тяянх месторождений рассматриваемого региона.

Первоначально предполагалось, что наибольшая по площади и запасам нефтяная оторочка с горизонтальным контактом на Заполяр­ном месторождении приурочена к залежи пластов БТ^?. Запасы газа н конденсата, как уже отмечалось, достоверно были'подсчитаны пос­ле бурения 18 разведочных скважин. Последующие скважины были про­бурены для доразведки нефтяных оторочек, причем большинство из ни расположены равномерно по площади месторождения и лишь    от­дельные разведочные скважины (43,68,73 и др.) заложены по перимет­ру нефтяных оторочек.

По результатам бурения и испытания 34 разведочных скважин на неоком имеются основания считать, что для залежи пластов БТ* ₇ живет место смещение нефтяных оторочек. По данным Главтюменьгео-логжи, нефтяная оторочка, подстилающая газоконденсатную залежь, смешена на восток и имеет мощность порядка 20 м. ВНК на западе

38

отбивается на а.о. -ZI1Q, а'ГНК на а.о. -2760 м; на востоке ВНК отбивается на а.о. -2792, а ГНК на а.о. -2770 м.

Однако результаты опробования не подтверждают такое' строение нефтяной оторочки. Так, в скв-. 48 в интервале (а.о. -2774,8-2782,8 м) получен приток воды дебитом 6,9 м³/сут; в скв.70 в ин­тервале (а.о. -2769-2773 м) получен приток воды дебитом 50,6 м³/оут и, наконец, в скв.42 в интервале (а.о. -2764,9-2769,9 м) получен приток газа и воды 4,1 м³/сут. Это свидетельствует о том, что    в западной части залежи пластов БТ₃_7 нефтяная оторочка отсутствует и выделение ее западнее линии скв.42-34-70-44 является неправомоч­ным (рис.2).