Верхняя группа залегает на глубинах 1615 – 2120 м, приурочена к нижнемеловым отложениям тангаловской и покурской свит. Это пласты АП8, АП72, АП6, ПК221, ПК20, ПК19. Пласты содержат газокондесатные и нефтегазокондесатную залежи с малым содержанием конденсата.
Самый верхний продуктивный пласт ПК11 приурочен к отложениям верхнего мела сеноманского яруса (покурская свита), залегают на глубине 1020-1100 м и содержат крупную газовую залежь.
Характерной особенностью ачимовской толщи является прерывистость, мозаичность и невыдержанность ее песчаных пластов как по разрезу, так и по простиранию. Пласт формировался в условиях некомпенсированного осадконакопления. Именно эти особенности геологического строения ачимовского нефтегазоносного комплекса делают по существу невозможным ее картирование в разрезе ловушек углеводородов ни сейсморазведкой, ни глубоким бурением.
Чаще всего одна из двух сближенных скважин вскрывает глинистый разрез, а другая - мощные пласты песчаников. Неустойчивы и сейсмические признаки ачимовских резервуаров. Это обстоятельство определяет только вероятностный прогноз разреза по данным сейсморазведки.
Во многих случаях продуктивные ачимовские песчаники с хорошими коллекторскими свойствами встречены в пределах отрицательных форм палеорельефа. Необходимо подчеркнуть то обстоятельство, что существенным ограничением при корреляции неокомских разрезов является объедененность его с трансгрессивными глинистыми пачками, имеющими устойчивые реперные свойства. Очевидно, что в процессе бурения и крепления скважин продуктивные ачимовские отложения считались объектами второстепенной важности.
На Западно-Таркосалинском месторождении в пределах ачимовских отложений выделяется три литологически экранированных самостоятельных пласта Ач1, Ач2 и Ач.
Пласт Ач1. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная размером 14 х 4,5 км, высотой залежи 38 м. Вскрыта скважиной 91, абсолютная отметка кровли 3116 м. В результате испытания в открытом стволе из интервала 3159 – 3269 м получен приток пластовой воды с пленкой нефти. Дебит воды 15,18м3/сут при Нср. лин = 1118 м. Водонефтяной контакт на абсолютной отметке минус 3154 м.
Пласт Ач2. Залежь пластово-сводная, литологически экранированная. Тектоническое нарушение северо-восточного простирания делит залежь пласта на два самостоятельных блока.
Залежь южного блока вскрыта скв.95, в которой при испытании был получен фонтан нефти дебитом 12,96 м3/сут на штуцере диаметром 6,5 мм из интервала 3016-3024 м (а.о. 2962 – 2970 м).Залежь имеет размеры 6 х 3,5 м, высота в своде 20 м. Водонефтяной контакт на абс. отметке минус 2982 м.
Залежь северного блока вскрыта скв. 98. При испытании скважины получен приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 2,82 м3/сут на Нср. лин.=1140,5 м из интервала 3055-3079 м (а.о. 3006 – 3030 м). Размеры залежи 3 х 2,2 км, высота 28 м. Водонефтяной контакт на абс. отметке минус 3039 м.
Пласт Ач3 Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, всрыта скважиной 94, абсолютная отметка кровли минус 3071 м. В результате испытания из интервала 3118-3128 м (а.о. 3069 – 3079 м) получен приток пластовой воды с пленкой нефти. Дебит воды 1,23 м3/сут при Нср. лин.=640 м. Водонефтяной контакт на абс. отметке минус 3074 м. Размеры залежи 11 х 33,7 км, высота залежи 5 м.
Газокондесатная залежь пласта БП12
Залежь вскрыта десятью скважинами в интервале абсолютных отметок кровли минус 2690 – минус 2716 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, осложненная разрывными нарушениями северо-восточного простирания, размером 4 х 11 км, высотой 14 м. Литологический экран разделяет залежь на две части: восточную и западную.
В восточной части ГВК отбивается на а. о. минус 2710 м. Залежь имеет размер 2 х 10 км, высота залежи 14 м.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.