Предполагаемый литслогический экран делит пласт БУ8(1+2> на западно-центральную и восточные залежи. Обе залежи являются пластово-сводовыми с предполагаемым литологическим экраном, залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой кольцевого типа. Размеры залежей сопоставимы: для западно-центральной залежи они составляют 15 х14км, высота залежи - 68 м,для восточной залежи размеры соответственно равны 12x14 км, высота залежи - 69 м. Эффективные толщины незначительно выше для западно-центральной залежи, где газонасыщенная толщина изменяется от 2 до 28 м, а нефтенасыщенная от 3 до 11 м.
83
Для восточной залежи газонасыщенная толщина изменяется от 2 до 24 м, нефтенасыщенная толщина - от 3 до 6 м.
В пределах западно-центральной залежи пласт БУ8О+2) испытан в 12 разведочных скважинах (16 интервалов) и в 20 эксплуатационных скважинах (20 интервалов). Дебиты газа составляют 23,3-500 тыс. м /сут. Приток чистой нефти получен в скв. 459 и составил 6,4 м /сут при динамическом уровне 1132 м. По остальным скважинам получены смешанные притоки газа, нефти и воды. По данным испытаний и промыслово-геофизическим исследованиям положение контактов установлено достаточно уверенно: ГНК - на абс.отм. 2885 м, ВНК - на абс.отм. 2898 м.
Для восточной залежи пласт испытан в 8 разведочных скважинах (21 интервал). Дебиты газа составляют 48,6-205,8 тыс.м /сут. Приток чистой нефти получен в скв. 450 - 9,58 м /сут на 8 мм штуцере, в скв.494 - 12,7 м /сут на 6 мм штуцере. ГНК принят на абс.отм. 2898 м, ВНК на абс.отм. -2906 м.
Газоконденсатнонефтяная залежь пласта БУ8(3)-9 вскрыта 5 разведочными и 44 эксплуатационными скважинами, расположенными в сводовой части площади. Залежь пластово-сводовая, ее размеры 9,0-16 км, высота залежи - 29 м, в том числе газовой части -7 м, нефтяной оторочки подстилающего типа - 22 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 1-5 м, нефтенасыщенная - 1-13 м. К востоку в районе скважин 142, 483 эффективная нефтенасыщенная толщина не более 2 м. Покрышкой залежи служат глинистые породы толщиной от 5 до 10 м, к востоку залежь глинизируется. Залежь пласта БУ8<з>-9 испытана в 3 разведочных (4 интервала) и в 22 эксплуатационных (22 интервала) скважинах. Газовая часть залежи не вскрыта, чистый приток нефти получен по всем эксплуатационным скважинам и одной разведочной. Дебиты нефти изменяются от 28 м /сут на 8 мм штуцере (скв.7398) до 153 м /сут на 12 мм штуцере (скв. 8002). Газоводяной контакт определялся по данным ГИС 14 эксплуатационных скважин и фиксируется в среднем на а.о. -2880 м, ВНК на а.о. -2902 м.
Анализ результатов статистической обработки изучения геологического строения и морфологической сложности горизонта БУ'8-9 показал ухудшение фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве, ov первого ритма осадконакопления к четвертому. Значения фильтрационно-емкостных свойств первых двух ритмов как для западно-центральной, так и восточной залежи близки. Средняя их величина достаточно высока: проницаемость 47 мД, пористость 16%, насыщенность 70%. Фильтрационно-емкостные свойства третьего и
84
четвертого ритмов более низкие: пористость около -15%, насыщенность - 60%, проницаемость - 37 мД.
Подводя итоги, отметим, что горизонт БУв-9 необходимо рассматривать не как единое геологическое тело, а как два эксплуатационных объекта, состоящих из отдельных ритмов осадконакопления, где каждый ритм характеризуется своими морфологическими параметрами неоднородности и, следовательно, требует своего подхода при разработке залежи.
© Г.Г.Кучеров, В.И.Новиков, В.А.Волошин, С.И.Шишков, И.С.Марчук, Л.В.Давыдова
ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА ОТКРЫТЫМ ЗАБОЕМ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНВЕРТНО-ЭМУЛЬСИОННОГО РАСТВОРА
Кучеров Г.Г., Новиков В.И. ( ПО Уренгойгазпром), Волошин В.А., Шишков СИ. ( П Нефтегазтехнолмгия) Марчук И.С., Давыдова Л.В. ( П Приполярбургаз)
Как показал опыт скважин на Уренгойском месторождении, наиболее приемлемым вариантом вскрытия нефтяного пласта, особенно маломощного, является бурение открытым забоем на инвертно-эмуль-сионном растворе (ИЭР).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.