Главная страница

разрезы. 2 4 Сведения о нефтегазоносности


Скачать 0.66 Mb.
Название2 4 Сведения о нефтегазоносности
Дата21.04.2023
Размер0.66 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файларазрезы .doc
ТипДокументы
#1078567
страница2 из 3
1   2   3

4 притока воды из 4 скважин дебитом от 35,0 м3/сут (скв. № 1186Р) до 45,4 м3/сут (скв. № 96Р, ΔР=0,5 МПа).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1448,9 м (скв. № 379) до – 1538,7м (скв. № 844), перепад отметок кровли коллектора составляет 89,8 м. В целом наблюдается погружение кровли в северо-западном направлении (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 40,6 м (общая) и 30,4 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 0,8 м (скв. № 26Р) до 30,4 м (скв. № 817), в среднем составляют 11,5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 26Р) до 30,4 м (скв. № 817), в среднем – 10,3 м (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК вскрыт 3 скважинами на абс. отм. -1542,4 м – 1546,4 м, принят на абс. отм. -1547 м.

Залежь ограничена с севера зоной замещения коллекторов пласта в районе скважины № 1329, с севера и запада − изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 92Р, 96Р, 805, 819, 1330, 1186Р, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юга − тектоническими экранами, отделяющими от Мортымья-Тетеревской и Западно-Мортымьинской II залежей, с востока − зонами замещения, вскрытой скв. №№ 809, 818 и зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. № 378. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 3,3 км × 3,5 км, высота 98 м.

Западно-Мортымьинская залежь II расположена на западном крыле Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1965 г. скважиной 121Р, в разработку введена в 1985 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 5 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 3 скважинами, ВНЗ - 2 скважинами. ВНЗ занимает 37 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Западно-Мортымьинской II залежи получено:

  • 1 фонтанный приток нефти дебитом 6,0 м3/сут (скв. № 121Р, dшт=3 мм);

  • 1 приток воды дебитом 6,4 м3/сут (скв. № 97Р).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1502,9 м (скв. № 391) до – 1524,4 м (скв. № 121Р), перепад отметок кровли коллектора составляет 21,5 м. В целом наблюдается погружение кровли в западном направлении (графическое приложение 1 лист 1). Общие толщины пласта залежи изменяются в пределах 24,0 м (скв. № 121Р) до 35,2 м (скв. № 391). По скважинам эффективные толщины изменяются в широких пределах от 2,0 м (скв. № 121Р) до 17,4 м (скв. № 391), в среднем составляют 10,4 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2,0 м (скв. № 121Р) до 14,2 м (скв. № 391), в среднем – 8,8 м (графическое приложение 4 лист 1).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1533,7 м, принят на абс. отм. -1534 м.

Залежь ограничена с запада изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 97Р, 836, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. На севере и северо-востоке - тектоническими экранами, отделяющими ее от Мортымья-Тетеревской и Западно-Мортымьинской I залежей, зоной замещения коллекторов, вскрытой скважиной № 895. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 0,9 км х 1,2 км, высота 41 м

Западно-Мортымьинская залежь III расположена на западном крыле Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1964 г. скважиной 25Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 25 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 23 скважинами, ВНЗ – 2 скважинами. ВНЗ занимает 17 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Западно-Мортымьинской III залежи получено:

  • 10 фонтанных притоков нефти из 10 скважин дебитом от 0,5 м3/сут (скв. № 1131, dшт=6 мм) до 185,0 м3/сут (скв. № 855, dшт.=15 мм);

  • 2 фонтанных притока воды с пленкой нефти из 2 скважин дебитом от 50,0 м3/сут (скв. № 848, dшт=2мм) до 52,0 м3/сут (скв. № 848, dшт=2мм);

  • 2 притока воды из 2 скважин дебитом от 6,6 м3/сут (скв. № 135Р) до 50,8 м3/сут (скв. № 113Р, ΔР=0,48 МПа).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1470,0 м (скв. № 894) до – 1517,9м (скв. № 842), перепад отметок кровли коллектора составляет 47,9 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в западном направлении (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 22,6 м (общая) и 12,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,0 м (скв. № 394) до 12,6 м (скв. № 852), в среднем составляют 6,6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,0 м (скв. № 394) до 12,6 м (скв. № 852), в среднем – 6,2 м (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1518,9 м, принят на абс. отм. -1518 м.

Залежь ограничена с запада изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 135Р, 834, 848, 857, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С севера и юга - зоной замещения коллекторов, вскрытой скв. №№ 90Р, 5251, с востока – линией выклинивания пласта, вскрытой скв. №№ 846, 847, 860, 1340. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 4,5 км × 1,6 км, высота 48 м.

Северо-Мортымьинская залежь приурочена к северной периклинали Мортымья-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1968 г. скважиной 910, в разработку введена в 1977 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 20 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 15 скважинами, ВНЗ – 5 скважинами. ВНЗ занимает 46 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний (табличное приложение Н 2.3.1). При испытании интервалов пласта в скважине № 1391 получен фонтанный приток нефти дебитом 60,0 м3/сут на 8 мм штуцере при испытании интервала -1600,8-1633,0 м (абс. отм. -1538,8-1571 м).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1488,2 м (скв. № 7051) до – 1575,6 м (скв. № 1432), перепад отметок кровли коллектора составляет 87,4 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северо-восточном направлении (графическое приложение 1 лист 1). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 43,4 м (общая) и 29,0 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,4 м (скв. № 1434) до 29,0 м (скв. № 1391), в среднем составляют 14,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,4 м (скв. № 1434) до 29,0 м (скв № 1391), в среднем – 10,5 м (графическое приложение 4 лист 1).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1579,6 м, принят на абс. отм. -1580 м.

Залежь ограничена с севера и востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 1436, 1438, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юга – зоной замещения, вскрытой скв. № 1394 и скв. № 7046 и частично зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. № 788, с запада - тектоническим экранами, отделяющими от Западно-Мортымьинской I залежи. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 2,5 км × 2,0 км, высота 92 м.

Южно-Мортымьинская залежь расположена на западном крыле Южно-Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1962 г. скважиной 23Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 49 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 37 скважинами, ВНЗ – 12 скважинами. ВНЗ занимает 49 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Южно-Мортымьинской залежи получено:

  • 11 фонтанных притоков нефти из 10 скважин дебитом от 1,0 м3/сут (скв. № 870, dшт=6 мм) до 103,0 м3/сут (скв. № 145Р, dшт.=7 мм);

  • 1 фонтанный приток нефти с водой дебитом 15,1 м3/сут (3,3 м3/сут нефти и 11,8 м3/сут воды, dшт.=3 мм) - скв. № 23Р;

  • 2 непереливающих нефтяных притока дебитом от 0,7м3/сут (скв. № 23Р) до 181 м3/сут (скв. № 399);

  • 4 притока воды из скважин №№ 870, 891, 912Р, 1188Р.

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1466,7 м (скв. № 5286) до – 1508,8 м (скв. № 5260), перепад отметок кровли коллектора составляет 42,1 м. В целом наблюдается погружение кровли в юго-западном направлении (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 26,2 м (общая) и 18,0 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 0,8 м (скв. № 5263) до 18,0 м (скв. № 810), в среднем составляют 6,3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 5263) до 11,0 м (скв. № 892), в среднем – 5,5 м (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1503,8 м, принят на абс. отм. -1506 м.

Залежь ограничена с запада изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 890, 891, 7053, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С севера, востока и юга - зонами замещения, вскрытыми скв. №№ 5251, 587Р, 871, 872, 1106, и зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. №№ 24Р, 89Р. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 6,8 км х 3,1 км, высота 40 м.

Южно-Тетеревская залежь расположена на юго-восточном склоне Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1963 г. скважиной 85Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 194 скважинами, из них 28 скважинами вскрыта газовая шапка, ГНЗ вскрыта 44 скважинами, ЧНЗ - 67 скважинами, ВНЗ - 55 скважинами. Зона ГНЗ составляет 23 % от площади залежи, ЧНЗ составляет 31 % от площади залежи, ВНЗ – 46 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Южно-Тетеревской залежи получено:

  • 1 фонтанный приток газа из скважины № 902Р;

  • 4 фонтанных притока нефти и свободного газа дебитом от 24,3 м3/сут нефти и 1,9*103 м3/сут свободного газа (скв. 85Р, dшт.=3 мм) до 5 м3/сут нефти и 115*103 м3/сут свободного газа (скв. № 688, dшт.=6 мм);

  • 15 фонтанных притоков нефти из 13 скважин дебитом от 4,7 м3/сут (скв. № 1101, dшт=6 мм) до 185,0 м3/сут (скв. № 1140, dшт.=12 мм);

  • 3 фонтанного притока воды с пленкой нефти из скважин №№ 903Р, 908, 1102Р;

  • 3 притока газа из скважин №№ 162Р, 952, 955;

  • 4 непереливающих нефтяных притоков из скважин №№ 915, 917, 990, 1136;

  • 3 непереливающих притока нефти с водой из скважин №№ 921, 1125, 1134;

  • 14 притоков воды из 13 скважин дебитом от 5,6 м3/сут (скв. № 1127Р) до 350,0 м3/сут (скв. № 907Р).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1452,9 м (скв. № 5268) до – 1516,2 м (скв. № 432), перепад отметок кровли коллектора составляет 63,3 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в южном направлении (графическое приложение 1 лист 4). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 31,0 м (общая) и 25,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 0,8 м (скв. № 958, 1134) до 25,6 м (скв. № 984), в среднем составляют 12,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 1134) до 21,8 м (скв. № 924), в среднем – 8,8 м (графическое приложение 4 лист 4) Эффективные газонасыщенные толщины по скважинам составляют 0,6 м (скв. № 917) – 19,6 м (скв. № 5265), в среднем – 6,2 м (графическое приложение 7).

ГНК вскрыт 11 скважинами на абс. отм. -1493,4 м – 1495,3 м, принят на абс. отм. -1494 м.

ВНК вскрыт 13 скважинами на абс. отм. -1514,9 м – 1518,7 м, принят на абс. отм. -1517 м.

Северной участок залежи ограничен с юга и востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 402, 441, 795, 950, 907Р, 995, 1127Р, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С севера – изогипсой ГНК. Южный участок с востока и юга ограничен изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 439, 930, 946, 982, 983, 1115Р, 1117Р, 1148, 1156, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юго-запада – тектоническим нарушением, с запада – изогипсой ГНК, частично ВНК и зоной замещения, вскрытой скв. №1133. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 4,1 км × 2,6 км, высота 65 м (северный участок). Размеры залежи 8,7 км × 5,8 км, высота 46 м (южный участок).

Мало-Мортымьинская залежь расположена на юго-западном крыле Южно-Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1995 г. скважиной 10491Б, вскрывшей чисто-нефтяную зону, в разработку введена в 1996 г. Продуктивность участка подтверждена результатами испытаний. При испытании интервала -1473,6-1478,7 м (абс. отм. -1637,0-1642,4 м) в скважине № 10491Б получен фонтанный приток нефти дебитом 27 м3/сут, на штуцере 5 мм.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта скважиной на отметке – 1472,8 м (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная нефтенасыщенная толщины пласта в скважине составляют 9,9 м и 4,2 м соответственно (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК скважиной не вскрыт, принят условно на абс. отм. -1480 м.

Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважиной № 10491Р, вскрывшей с кровли водонасыщенный коллектор. С запада, востока и юга – зоной выклинивания. Тип залежи структурный. Размеры залежи 0,6 км х 0,9 км, высота 7 м.

Залежь пласта Т1
Отложения пласта Т1 на большей части площади отсутствуют или имеют локальное распространение. Разрез пласта Т1 представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В результате проведения поисково-разведочных работ в отложениях пласта Т1 установлена продуктивность отложений пласта в районе Мортымья-Тетеревской залежи, в которой содержится 0,1 % от запасов нефти по месторождению.

Структура карта и карта эффективных нефтенасыщенных толщин по пласту Т1 представлены на рис. 2.1.16-2.1.17 и графических приложениях 2 и 5 соответственно.

Мортымья-Тетеревская залежь расположена в заливообразном прогибе между Мортымьинским и Тетеревским малыми валами. Залежь открыта в 1967 г. скважиной № 732. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 7 эксплутационными скважинами, их них ЧНЗ вскрыта 4 скважинами, ВНЗ - 3 скважинами. ВНЗ занимает 29 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Мортымья-Тетеревской залежи получено:

  • 1 фонтанный приток нефти дебитом 6,0 м3/сут (скв. № 732, dшт=6 мм);

  • 3 притока воды из скважин №№ 261Р, 698, 716.

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1529,1 м (скв. № 1319) до – 1549,2 м (скв. № 676), перепад отметок кровли коллектора составляет 20,1 м. В целом наблюдается погружение кровли в направлении от выступов доюрского основания в северо-восточном направлении (графическое приложение 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 16,2 м (общая) и 6,4 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,4 м (скв. № 1355) до 6,4 м (скв. № 732), в среднем составляют 3,7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 676) до 5,6 м (скв. № 732), в среднем – 2,7 м (графическое приложение 5).

Пласты П, Т1 и КВ гидродинамически связаны, имеют единый уровень ВНК, принятый на абс. отм. -1552 м.

Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 698, 699, 722, 7017, 7018, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С запада, востока и юга зоной выклинивания продуктивного пласта и зоной замещения коллекторов пласта, вскрытой скв. №№ 727, 1306 и 1316. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 1,3 км × 1,4 км, высота 30 м.
Залежи образований коры выветривания (КВ)
Распространение залежей КВ имеет мозаичный характер и ограниченные по площади размеры. Залежи КВ приурочены к сводовым участкам структур, близким к границам зон выклинивания пласта П. В результате проведения поисково-разведочных работ в образованиях КВ установлена продуктивность в районе 5 залежей (Мортымья-Тетеревской, Южно-Тетеревской, Южно-Мортымьинской, Западно-Мортымьинской I и Восточно-Тетеревской II залежей), в которых содержится 1,7 % от запасов нефти по месторождению. Коллекторы КВ на месторождении гидродинамически связаны с коллекторами вышезалегающих пластов П и Т1. ВНК принят на абс. отм. -1552 м, как и для пласта П.

Структурная карта, карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин образований коры выветривания представлены в графических приложениях 3, 6, 8 соответственно.

Мортымья-Тетеревская залежь представлена 8 локальными участками. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Мортымья-Тетеревской залежи получено:

  • 1   2   3


написать администратору сайта