Установка комплексной подготовки газа и конденсата на Западно-Таркосалинском месторождении, страница 37

ПРК (повторный радиоактивный каротаж):

Первый (фоновый) замер после обсадки скважины целесообразно выполнять не позднее, чем через трое суток после цементирования скважины. Последующие (временные) замеры –примерно через месяц и далее с интервалом около двух месяцев до перфорации исследуемого процесса расформирования зоны проникновения (5-10) лет. В эксплутационных скважинах проводится для контроля обводнения пласта.

Нефтегазоносность

Согласно действующей схеме нефтегазогеологического районирования Западно-Таркосалинское месторождение расположено в Северо-Западной части Выгапуровского нефтегазоносного района на границе с Губкинским районом Надым-Пурской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Поисково-разведочными работами на Западно-Таркосалинском локальном поднятии установлена промышленная нефтегазоносность меловых отложений в стратиграфическом диапазоне от берриас-валанжина по сеноманский возраст включительно.

По состоянию изученности на 1.01.97 г. на Западно-Таркосалинском месторождении выявлено 20 продуктивных пластов, содержащих залежи углеводородов, которые по глубине залегания и стратиграфической приурочености можно разделить на несколько групп. Самый нижний продуктивный пласт ачимовской пачки нижнемелового возраста мегионской свиты залегает на глубинах 3016 – 3270 м, имеет ограниченное распросранение исодержит ряд нефтяных залежей.

Средняя группа залегает на глубинах 2300-2760 м и приурочена к нижнемеловым отложениям сортымской и, частично, тангаловской свит.В нее входят пласты группы БП (сверху -вниз): БП₁₂, БП₁₁^1-1, БП₁₀², БП₁₀¹, БП_8, БП₇^1, БП₆², БП₆¹, БП₅, БП₄, БП₂^2. К ним приурочены газокондесатные, нефтегазоконесатные и нефтяные залежи, которые являются основным объектом разведки.

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 исодержат крупную газовую залежь.

Нефтяные залежи пластов Ач

Характерной особенностью ачимовской толщи является прерывистость, мозаичность и невыдержанность ее песчаных пластов как по разрезу, так и по простиранию. Пласт формировался в вусловиях 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 трангресивными 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, Ач₃.

Пласт Ач₁. Залежь пластово –сводовая, литологически экранированная размером 1434,5 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 Н_ср.дин = 1118 м. Водонефтяной контакт на абсолютной отметке минус 3154 м.