В скважине 55 газоносный по ГИС разрез хорошо коррелируется с этими скважинами, поэтому включен в площадь категории С1 наряду с остальными скважинами. В связи с отсутствием водоносных пластов в законтурной зоне ограничение площади проведено условно литологическим контуром, совпадающим с половинным расстоянием между продуктивными непродуктивными скважинами. Средняя толщина коллектора определена путем взвешивания по карте толщин и составила 2 м. Для построения использованы данные об h эф, подтвержденные опробованием и ГИС контролем работающих интервалов. Значение остальных параметров использованы из утвержденных ГКЗ запасов.
На Лебяженском своде промышленно газоносной в горизонте В- 14- 16 является только скважина 1, что подтверждено ее испытанием и разработкой. В остальных скважинах 100, 101 сводовых и 12, 104 законтурных карбонатные породы уплотнены.Площадь продуктивности залежи ограничивается литологическим контуром, проведенным половинным расстоянием между скважиной 100 и скважиной 1, совпадающей с абсолютной отметкой -2937,6 м. Средняя толщина выделенной площади составляет 2,1 м. Остальные параметры использованы с представленного в ГКЗ подсчета (табл. 1.7).
Горизонт В-17 имеет линзовидное распространение, поэтому подсчитывался совместно с горизонтом В-18.
На Ртищевском своде запасы категории С1,горизонта В- 17- 18 ограничены условным контуром газоносности, проведенным по самой низкой подошве газоносного коллектора, вскрытого скважиной 1 на абсолютной отметке -3304 м . Средняя пористость 12 %, газонасыщенность 88 %. Остальные параметры не изменились. В скважине 5 в этой части разреза коллектор уплотнен. В скважине 13 по ГИС вскрыта локальная залежь, ограниченная УКГ на абсолютной отметке -3322 м (подошва коллектора) и тектоническим нарушением.
На Коробочкинском своде продуктивность горизонта В- 17- 18 подтверждена опробованием скважин 2, 3,4, 50, размещенных в разных частях структуры. Самая низкая отметка подошвы газоносного коллектора, принятая за УКГ, зафиксирована в скважине 4 на абсолютной отметке -2928 м. Ниже этой гипсометрии кровля горизонта вскрыта в водоносной части скважины 54 на абсолютной отметке -2948,4 м и скважине 55 на абсолютной отметке -2938,7 м. В скважине 56, пробуренной в 100 м южнее скважины 4, коллектор отсутствует (прил. 4). Средняя h эф определена по карте изопахит; параметры Кп и Кг определены как среднеарифметическое по данным ГИС по скважинам 2, 3, 4, 50. Запасы приведены в табл. 1.7.
На Лебяженском своде горизонт В- 17- 18 продуктивный только в сводовой скважине 100. В скважине 1 аналоги этих пластов уплотнены. В скважине 101 в горизонте В- 17 установлен незначительный приток нефти. В скважине 3, расположенной на значительном удалении о содовой скважины 100 (3 км), приток нефти из этого горизонта составил 8 т/сут. Отсутствие притока газа их скважины 101 и слабые притоки нефти в периферийных скважинах 101, 3 дает основание полагать наличие здесь нефтяной оторочки и газовой шапки. Газовая часть залежи горизонта В- 17- 18 Лебяженского свода ограничивается литологической границей от скважины 1, в которой коллектор отсутствует. Граница проведена половинном расстоянии между скважиной 100 и 1. Ввиду отсутствия данных о положении ГНК, его положение определено условным и проведено на половинном расстоянии между подошвой газового коллектора скважины 100 (абсолютная отметка -2958 м) и кровлей нефтегазоносного пласта, вскрытого скважиной 101 (абсолютная отметка -3004 м), т. е. На абсолютной аотметке -2980 м. Средняя толщина пласта газовой залежи определялась по карте изопахит, остальные параметры использованы по материалам ГИС и исследования скважины 100. Промышленная ценность нефтяной оторочки не определялась ввиду отсутствия данных исследования в скважине 101.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.