Залежь вскрыта скважинами 10, 11, 880, 892, 893, 895, 896 в интервале абсолютных отметок кровли от минус 1574 м до минус 1585 м. При испытании скважины 893 из интервала 1622-1624 м (а.о. 1581-1583 м) получен фонтан газа дебитом 165 тыс.м3/сут на штуцере диаметром 10 мм. По результатам интерпретации материалов ГИС пласт в скв. 98, 891, 894 водонасыщен. Газо-водяной контакт принят на а.о. минус 1586 м. Газо-насыщенные мощности изменяются от 10.8 м до 0.6 м. Пласт имеет сложное строение. Линзовидные прослои непроницаемых пород различной мощности и протяженности распространены на переклиналях и крыльях структуры. Залежь антиклинальная, пластовая, размеры 6.4 х 3.1 км, высота 12 м.
Газовая залежь пласта ПК1
Самая крупная по площади залежь. По типу - залежь массивная водоплавающая, высокодебитная, степень заполнения ловушки - 95-97%. При испытании скважины 6 из интервала 1090-1095 м (а.о. 1054-1059 м) получен фонтан газа дебитом 4600 тыс.м3/сут. В интервале 1093-1100 м (а.о. 1045-1052 м) в скв. 5 получен фонтан газа дебитом 5000 тыс.м3/сут. В скважине 11 в интервале 1074-1084 м (а.о. 1024-1034 м) - фонтан газа дебитом 4800 тыс.м3/сут.
Природный газ в залежи «сухой», т.к. на 97-99 % состоит из метана. Группа углеводородов С2-С4 в сумме в среднем составляет 0.3%. Как показали исследования на конденсатность в скв. 2, конденсат в составе газа в сеноманской залежи практически отсутствует. Газо-водяной контакт зафиксирован во всех пробуренных на месторождение скважинах. Где он изменяет свое положение от отметки 1054.3 м (скв. 10) до 1061.4 м (скв.6). Залежь размерами 14 х 37 км, высотой 77 м.
2.5 Характеристика продуктивных пластов
По результатам интерпретации ГИС и опробования скважин в разрезе Западно-Таркосалинского месторождения выявлены 20 продуктивных (газовых, газоконденсатных и нефтяных) пластов, которые характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами.
Разделение пластов по однородности выполнено с учетом коэффициентов песчанистости Кпесч и расчлененности Кр. Основным критерием служит коэффициент песчанистости, а коэффициент расчлененности, как менее надежный показатель, использовался в качестве дополнительного.
При классификации коллекторов по мощности использовалась работа В.Н. Дахнова. В таблице 2.3 [2] дана характеристика продуктивных пластов по неоднородности, классификация по мощности, с приведением средних общих и эффективных толщин. При этом использованы следующие условные обозначения:
1. Классификация коллекторов по неоднородности: с.о. - сравнительно однородный тип н.о. - неоднородный тип с.н. - сильно неоднородный тип.
ч.н. - чрезвычайно неоднородный тип
2. Классификация коллекторов по мощности (по В.Н.Дахнову):
I -очень большая Нобщ. и Нэфф. больше 100м
II -большая Нобщ. и Нэфф равна 20-100м
III -средняя Нобщ. и Нэфф равна 5-20м
IV -малая Нобщ. и Нэфф равна 1-5м
V -очень малая Нобщ. и Нэфф меньше 1м
Продуктивные пласты выделенные в разрезе в большинстве своем чрезвычайно неоднородные, малой или очень малой мощности.
Величина коэффициента песчанистости по отдельным скважинам, вскрывших продуктивные пласты изменяется в широком диапазоне от 0.022 до 1.0, составляя в среднем по пластам 0.6 - 0.7. Коэффициент расчлененности по залежам в среднем равен 3. Результаты определения проницаемых прослоев в продуктивных пластах представлены в (см. табл. 2.3) [2].
А в табл. 2.4 [2] приведены основные подсчетные параметры продуктивных пластов месторождения в сопоставлении с данными, полученными при анализе керна.
По большинству пластов отмечается сходимость результатов. Коэффициент пористости по основным продуктивным пластам изменяется от 18 до 21 %. Пористость вышележащих газовых залежей несколько лучше средней (20 - 26 %), а нижележащих ачимовских отложений - хуже (15 - 16 %). Проницаемость продуктивных пластов изменяется от нескольких единиц до 200 мД.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.