В других близлежащих к скв. 120 скважинах пласт Бу| заглинизирован. Возможно, скв. 120 вскрыла небольшую линзу с нефтью.
Газоконденсатная залежь пласта БУг>. Пласт сильно заглинизирован по площади. В песчаной фации встречен в скв.101 и 105. В скв.101 из интервала 2915-2919 и получен незначительный приток га-
за, В скв.105 в интервале 2916-2921 м подучен пряток воды дебитом 1,2 м3/сут.
Га.?Р.КР.НДбнсатна.д залежь пласта БУд. Пласт заглинизирован на большей части структуры. В проницаемых разностях он представлен частым переслаиванием песчаников и алевролитов.
Глубины кровли коллекторов залегают от 2925 (скв.101) до 3240 м (скв.119).
Пласт опробован в скв. 114 и 133. В скв. 114 в интервале 3049-3053 м получен приток газа. Пластовое давление 31,5 МПа, температура 76°С. В скв.133 в интервале 3050-3054 м получен приток газа.
Южнее скв.114 проведена условная линия запасов категории Cj на середине между скв. 114 и скв. 106, в которой по данным ГИС коллектор водонооен. Пласт БУд по данным ГИС водоносен также в скв. 101 и 105. В скв.104 характеристика пласта неоднозначна.
Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная.
Газоконденсатная залежь пласта БУд . Пласт вскрыт в песчаной фации в восточной части структуры на а.о. -ЗОН м (скв. 146) до -3259 м (скв.119).
Коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами.
Залежь опробована в 5 скважинах, в 4 из них получены промышленные притоки газа. Пластовая температура 79°С, пластовое давление 32,6 МПа. В скв. 132 пласт при испытании оказался "сухой".
Безводные дебиты газа получены до а.о. -3194 м (скв.124).
Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Газоконденсатная залежь горизонта БУд . В этом горизонте нами выделяются залежи двух пластов БУд и БУд, разделенных между собой глинистым пластом мощностью 4-15 м, который четко выделяется во всех разведочных скважинах. Рассмотрим отдельно залежи пластов БУд и БУ§.
Залежь пласта БУд. В песчаной фации пласт представлен на двух участках: в своде структуры в районе скв.1,24,ИЗ и 101 и на восточном крыле структуры. К ним приурочены две самостоятельные залежи, разделенные ме*ду собой глинистым экраном. Необходимость и целесообразность выделения глинистого экрана связана с опробованием скв. 101, где в интервале 2991-3000 м получен приток газа. По данным Главтюменьгеологш эффективная мощность здесь составила 1,0 м. Граяицн глинистого раздела в плане проведены условно и уточнятся в процессе доразведки (рис.4).
Наибольшая со запасам залежь расположена на восточном крыле складки. Следует отметить, что увеличение мощностей не контроля 10
|
|
|
о«6 |
|
о {1*0 |
|
РШ-г |
|
-1 -2 |
в 1-7
|
-6 |
|
Щ-4 |
12-4
Ряс.4. Ямбургское месторождение. Структурная карта кровли пласта
Ь
1-изогипсы кровли пласта; 2-условный контур газоносности! 3-раз-ведочные скважины, в числителе - номер скважины, в знаменателе -абсолютная отметка кровли пласта; 4-скважшш, в которых получен газ; 5-скважины, в которых получен газ с водой; 6-скважины, в которых получен приток воды; 7-скважины газовые по данным ГИС; 8-сквааяны водоносные по данным 1ИС
II
руется современным структурным планом, их наибольшие значения в скв.. 118 и 109.
В восточной части залежь пласта БУд опробована в 13 скважинах. Из них в 10 скважинах (103,104,106,III,II4,124,133,ПО,130,131) получены, притоки газа с конденсатом.
На наиболее низких гипсометрических отметках газ с конденсатом получен в скв.124 в интервале 3257-3262 м. Пластовое давление в скважине составило 32,7 МПа, пластовая температура 83°С. За контуром продуктивности пласт вскрыт в скв. 119.
В своде пласта БУд залежь литологически ограничена со всех сторон. Опробована в двух скважинах (24 и 101). В скв.24 в интервале 2882-2892 м получен незначительный приток газа. Пласт резко литологически неоднороден на этом участке и скв.24, видимо, вскрыла небольшую "тупиковую" линзу нефти.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
