Залежь пластовая сводовая с нефтяной оторочкой.
Газонефтяная залежь пласта BTq. Пласт вскрыт всеми глубокими скважинами, пробуренными на площади на глубинах 2850-3170 м. Покрышкой залежи служат глинистые породы мощностью 10-15 м.
.Цитологически пласт неоднороден и представлен песчаниками, алевролитами и прослоями аргиллитов. Глинизация разреза отмечается в западной части, а в южном направлении глинистые породы полностью замещают песчаники в подошвенной части (скв.44,47,50,51, 54,62,63).
Пористость изменялась от 10,1 до 18,0$, проницаемость от 0,22 до 277,7 мД, коэффициент газонасыщенности от 16,8 до 77,9$.
Пласт испытан в 22 скважинах, из них 13 скважин в газонефтеносной зоне. В скв.39 и 54 с газом получена нефть.
Залежь пластовая, сводовая с нефтяной оторочкой.
Рю.1. Заполярное месторождение. Геожолпеовяж профиь по длим скв.55, 37, I, 7, 49:
I -гае; 2 - нефть; 3 - непроницаемые прослои; 4 - интервал перфорации
|
|
|
о 79 |
Рис.2. Заполярное месторождение. Структурная карта кровли пласта
БТ
I - изогипсы кровли пласта БТ.^; 2 - внешний контур газоносности залежи пласта "БТо,; 3 - внутренний контур газоносности; 4 -внешний контур нефтеносности; 5 - внутренний контур нефтеносности; б - разведочные скважины, в числителе - номер скважины, в знаменателе - абсолютная отметка кровли пласта BXW,.,; 7 - разведочные скважины, в которых получили газ; 8 - разведочные скважины, в которых получили нефть; 9 - разведочные скважины, в которых получжли воду. ^*
5
Газонефтяная залежь пласта ETjQ. Пласт вскрыт на глубинах 2937-3196 м. Продуктивен в восточной части площади. На западе пласт заглянизирован. Линия глинизации проходит вдоль скв.43,53, 57,56,42,71. Покрышкой служит литологически однородная глинистая пачка мощностью 18-51 м.
По своему литологическому строению пласт характеризуется значительной неоднородностью как по площади, так и по разрезу. В песчаных фациях пласт распространен только в северо-восточном и южном направлениях. В сводовой части постепенно замещается плотными алевролитами, а на западном крыле представлен аргиллитами с прослоями язвестковистых алевролитов.
Открытая пористость по данным исследований кернов изменялась от 10,5 до 20,5$, прошщйемость от 0,14 до 234,0 мД и газонасыщенность от 20,9 до 60,1$.
Пласт испытан в 23 скважинах, из них 8" скважин в газонефте-насыщенной зоне. В скв.7,47,46,50,54,42 получены притоки газа. В скв.51 вместе с незначительным количеством газа получен приток нефти. В скв.43 получен при испытании переливающийся приток нефти.
Залежь пластовая, литологически экранированная.
Газоконденсатная залежь пласта BTjj. Пласт вскрыт на глубинах 3046-3233 м. Продуктивен в восточной части. Линия глинизации проходит вдоль скважин 51,54,47,57,45,42,68. Покрышкой служит пласт глинистых пород мощностью от 6 до 25 м.
Представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Пористость изменяется от 10,8 до 17,756, проницаемость 0,131,2 мД.
Пласт испытан в II скважинах, из них в 3 скважинах в газо-' насыщенной зоне. В результате испытания объектов в скв.46,51,54 получены притоки газоконденсата.
Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Газоконденсатная залежь пласта БТт2» Пласт вскрыт на глубине 3255-3304 м и по геофизической характеристике продуктивен в скв.51 и 62 в юго-восточной частя. Представлен плотными породами с прослоями песчаных.
При опробовании скв.51 в
интервале 3270-3280 м (а.о. -3241-
3251 м) получен приток газа с конденсатом. В скв.53,64 при испы
тании получили воду, в скв.43 объект "сухой". ,
Ямбургское месторождение
В разрезе месторождения в нижнемеловых отложениях установлена газоносность берриас-валанжинского и валанжин-готеривского комплек сов. К первому комплексу приурочены пласты от БУд до БУ-j-j, ко второму от БУ3 до БУб.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
