По результатам интерпритации материалов ГИС пласт в скв. 10, 11, 892, 895, 896 продуктивен. В скважинах 98, 891 характер насыщения пласта не ясен. По результатам испытания и по результатам интерпретации материалов ГИС залежь газокондесатная. Газоводяной контакт принят на а.о. минус 1725 м. Газонасыщенные мощности изменяются от 1,2 м до 15,2 м. Пласт имеет сложное строение. Залежь антиклинальная, пластово-сводовая, с размерами 8,635,5 км, высотой 21м.
Газоконденсатная залежь пласта ПК20
Залежь вскрыта скважинами 891, 892, 894 (граф. прил. 20). В скважинах 98 пласт водонасыщен. В контуре залежи пласт испытан в скв.894. При испытании интервала 1669-1672 м (а.о. 1624-1627 м) получен фонтан газа с пластовой водой дебит газа 104 тыс.м3/сут, воды 72 м3/сут на штуцере 10 мм. По результатам интерпретации материалов ГИ^ пласт в скв. 11, 892, 893 продуктивен. В скв. 891 характер насыщения не ясен. Газоводяной контакт принят на а.о. минус 1628 м. Газонасыщенные мощности изменяются от 7.6 м до 2.0 м. Залежь антиклинальная, пластово-сводовая, размеры 5 х 3.5 км, высота 10 м.
Газоконденсатная залежь пласта ПК19
Залежь вскрыта скважинами 10, 11, 880, 892, 893, 895, 896 в интервале абсолютных отметок кровли от минус 1574 м до минус 1585 м (граф. прил. 21). При испытании скважины 893 из интервала 1622-1624 м (а.о. 1581-1583 м) получен фонтан газа дебитом 165 тыс.м3/сут на 10 мм штуцере.
По результатам интерпретации материалов ГИС пласт в скв. 98, 891, 894 водонасыщен. Газоводяной контакт принят на а.о. минус 1586 м. Газонасыщенные 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 Сз-С4 в сумме в среднем составляет 0.3 %. Как показали исследования на конденсатность с помощью МТСУ в скв. 2, конденсат в составе газа в сеноманской залежи практически отсутствует. Газоводяной 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.
2.4. 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.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.