Министерство газовой промышленности I
Всесоюзный научно—исследовательский институт экономики, организации производства и технико-экономической информации в газовой промышленности
ГАЗОВАЯПРОМЫШЛЕННОСТЬ
Серия: ГЕОЛОГИЯИРАЗВЕДКАГАЗОВЫХ ИГАЗОКОНДЕНСАТНЫХМЕСТОРОЖДЕНИЙ
ОБЗОРНАЯИНФОРМАЦИЯ»ВЫПУСК 2
Особенности строения нижнемеловых залежей Заполярного и Ямбургского месторождений в связи с их доразведкой и подсчётом запасов
Москва 1985
t
Издается с 1973 г. Выходит 12 pas в год
V
N^ Разведка нжжнвмеловнх газокодценсатншс и газоконденсатно- нефтяных залежей Заполярного и Ямбургского месторождений прово- дитоя с начала 70-х годов. Однако из-за сложности строения, неоднозначности интерпретации геофизических и промысловых данных, несмотря на довольно большое количество пробуренных разведочных скважин, разведка этих залежей еще не- завершена.
В последние годы успешность глубокого бурения в районах Западной Сибири стала снижаться, а затраты на подготовку единицы запасов увеличились. Ухудшение основных показателей эффективности поисков и разведки в регионе вызвано усложнением геологического строения ловушек, к которым приурочены залежи неокома, ростом глубины залегания залежей, относительным уменьшением доли крупных и уникальных залежей в числе разведуемых объектов, а также несовершенством применяемой методики разведки и, в первую очередь, залежей с нефтяными оторочками.
Сложные геологические условия увеличивают объем задач* реяае-мых при разведке ннжнемеловых залежей многозалежных месторождений рассматриваемого региона, -Это требует совершенствования
дики разведки рассматриваемых залежей, обеспечения условий наиболее обоснованного заложения разведочных скважин, сокращения числа непродуктивных скважин, эффективного применения метода пойнтер-вального опробования пластов, использования приемов поэтажной разведки;
Основной задачей изучения нижемеловых залежей Заполярного, Ямбургского и других месторождений севера Западной Сибири является выявление особенностей их строения с целью промышленного значения нефтяных оторочек и получения данных для ускоренного ввода в разработку этих месторождений. Недоучет выявленных закономерностей в развитии отдельных продуктивных пластов и сложный характер пространственного размещения нефти и газа приводит в настоящее время к бурению излишйе большого числа разведочных скважин по всей площади неокомских залежей и вместе с тем затрудняет оценку промышленного значения отдельных участков нефтяных оторочек.
Осуществляемая ныне разведка посредством заложения разведочных скважин вдоль контуров газонефтеносности приводит к бурению большого количества непродуктивных скважин, не позволяет надежно определить положение разделов газ-нефть и нефть-вода и промышленное значение отдельных участков нефтяных оторочек. В результате анализа применяемой методики разведки газоконденсатных и газокон-денсатнонефтяннх залежей Заполярного и Ямбургского месторождений установлены ее недостатки, снижающие эффективность и сдерживающие темпы разведки нижнемелового комплекса на месторождениях севера Западной Сибири. Рассмотрен вопрос о рациональных методах разведки газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Показана целесообразность применения поперечных профилей для рациональной разведки нефтяных оторочек.
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПОЛЯРНОГО И ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Заполярное месторождение
В нижнемеловых отложениях открыты залежи газоконденсата с нефтяными оторочками в пластах БТд^, BTg_7, БТд, БТ10 и газо-коаденсатные залежи в пластах БТц и БТ12. Строение залежей и коллекторские свойства пластов даются по данным опробования и комплексной интерпретации ГИС в масштабе 1:200.
Газонефтяная залежь пластов БТ-^* Пласты вскрыты на глубинах 2665-3045 м. Покрышкой залежи -служит пачка глин мощностью 5-17 м (рис.1).
Продуктивные породы представлены песчаниками, алевролитами с маломощными прослоями аргиллитов. Доля коллекторов от общей мощности в пласте БТод составляет 52$, в пласте БТ^ их количество увеличивается до 76% и лишь в сводовой части (район скв.35) пласт заглинизирован (коэффициент песчанистости 0,34$).
Открытая пористость в газонасыщенной части в среднем по скважинам изменялась от 10,3 до 19,0$, проницаемость - от 0,421 до 164,7 мД. В нефтенасшценной части пористость изменяется от 13,8 до 14,8$, проницаемость - от 8,13 до 28,5 мД.
Залежь пластовая, сводовая с козырьковой нефтяной оторочкой (рис.2).
Гязондфтяняя згутйжь тгяптя КТр г>. Пласт продуктивен в сводо— вой части (скв. 1,7,34,37,44,45). Залегает на глубинах 2743-3101 м. Покрышкой залежи служат глинистые породы мощностью 5-13 м.
Пласт характеризуется сравнительно однородным строением и представлен песчаниками с прослоями аргиллитов на периферийных участках.
Пористость по керну изменяется от 10,8 до 17,9$, проницаемость - от 0,53 до 16,8 мД.
Пласт BTg_7 испытан в 6 скважинах, из них 4 скважины в газонефтяной зоне. В скв.7 и 34 с газом получены притоки нефти. В скв.37 с газом и нефтью получена вода дебитом 80,2 м3/сут.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.