Перечисленные интервалы опробования включили в зону нефтяной оторочки по данным исследований кернов и ГИС. Анализ керна показал, что нефть присутствует по всему разрезу продуктивных пластов как в газонасыщенной, так и в нефтенасыщенной частях залежи. Джя литологически неоднородных пластов БТз_5 я БТб-7 ЛРЯ Формировании залежей и их переформировании в условиях сложного строения продуктивного комплекса присутствие нефти в керне не является признаком нефтеотдающего коллектора.
Интерпретация материалов ГИС по БКЗ и по радиоактивным методам установила, что близкими показателями характеризуются пласты с различным насыщением коллекторов. В приконтурных скважинах отмечены случаи высоких кажущихся сопротивлений в пластах с заведомой водонасыщенностыо.
Например, в скв.7 при испытании пластов БТ^* в интервале а.о. -2764,4-2781,4 м получен приток газа и нефти, & по БК составило 137,5 омм. В скв.56 в интервале а.о. -2751-2759 м получен приток газа, j> равно 125 омм; в интервале а.о. -2774-2779 м получен приток газа, нефти и воды - 74,6 м3/сут, л равно 115 омм. В приконтурной скв.45 в интервале а.о. -2793,5-2800.,5' м получен приток пластовой воды дебитом 21,6 м3/сут, j> равно 125 омм. Близкие значения кажущихся сопротивлений в водонасыщенной и газонасыщенной частях залежи, вероятно, связаны с остаточной нефтеяа-снщенностью.
Анализ результатов испытаний, а также обработки материалов ГИС позволил установить, что нефтяная оторочка пластов БТо, 7 контролируется пластами и здесь выделяются две залежи - залежь пластов БТд_4 и Б^5 Л>зале|СЬ пластов BTg_^ со своими оторочками, смещенными на восток (рис.1). По залежи плаота БТд также отмечено, что смеценне нефтяной оторочки происходит в восточном направлении.
39
О том, что к пластам БТз_5 и БТб-7 приурочены самостоятельные залежи говорят результаты исследования газа. В скв.62 из интервала 2969-2974 м из пласта БТ5 получен газ с содержанием метана 93,38852, в скв.1 из интервала 2705-2714 м из пласта БТз_4 ~ газ с содержанием метана 90,878% и в скв.44 из интервала 286S-2873 м из пласта БТ6 - газ с содержанием метана 78,732%.
Для разведки нефтяных оторочек, в частности на Уренгойском месторождении, планировалась система взаимопересекающихся профилей [ 5 J . Однако на практике применялась площадная система расположения скважин с бурением одиночных разведочных скважин по периметру нефтяных оторочек на значительном расстоянии друг от друга (до 4-6 км). При этом большая часть разведочных скважин оказалась малоинформатявной с точки зрения изучения нефтяных оторочек.
Как правило, нефтяные оторочки многозалежных месторождений севера Западной Сибири имеют небольшую ширину и высоту. В этих условиях ошибка на несколько метров в определении контактов может привести к существенному изменению величины подсчитанных запасов нефти* Как доказал опыт, зачастую разведочные скважины вскрывают нефтяные оторочки не в оптимальных условиях, и периферийные участки оказываются разведанными менее детально [э].
Особенно большие трудности в изучении нефтяных оторочек создаются при их смещенном положении. В рассматриваемом регионе межфазовые разделы имеют наклон преимущественно на восток и чаотично на северо-восток. В этом же направлении увеличивается их мощность. При разведке газонефтяных залежей этот важный фактор не был учтен и поэтому, несмотря на девятилетний период разведки нефтяных оторочек и бурение большого числа разведочных скважин, большинство из них не подготовлено к разработке. Бурение отдельных разведочных окважин по периметру предполагаемого развития нефтяных оторочек без учета их смещения на восточное крыло привело к серьезным просчетам при определении типов оторочек, их промышленного значения (например, для пластов БУд, БУзд Уренгойского месторождения, пластов БТзд* ^Т5 Заполярного месторождения). При этом значительная часть разведочных скважин попадает в неоптимальные усло-вжя и не может быть использована для эксплуатации нефтяннх оторочек.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.