Особенности строения нижнемеловых залежей Заполярного и Ямбургского месторождений в связи с их доразведкой и подсчётом запасов

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, БТ_д, 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.