ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 137
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1574,6 м (скв. № 148Р) до – 1619,8 м (скв. № 1040), перепад отметок кровли коллектора составляет 45,2 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северо-восточном направлении (графическое приложение 1 лист 3).
Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются от 0 на линии выклинивания до 18,6 м (общая) и 11,0 м (эффективная). Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,4 м (скв. № 1407) до 11,0 м (скв. № 1050), в среднем – 4,9 м (графическое приложение 4 лист 3).
ВНК скважинами не вскрыт и принят условно на абс. отм. -1631 м.
Залежь ограничена с востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 913, 1072, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С запада - зоной выклинивания и замещения пласта, вскрытыми скв. №№ 147Р, 1024, с юга - зоной замещения, вскрытой скважинами №№ 353Р, 1007, 1044, с севера - тектоническим экраном. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 4,5 км × 1,9 км, высота 57 м.
Восточно-Тетеревская залежь II расположена на восточном склоне Восточно-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1965 г. скважиной 281Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 57 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 47 скважинами, ВНЗ - 10 скважинами. ВНЗ занимает 28 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Восточно-Тетеревской II залежи получено:
-
11 фонтанных притоков нефти из 10 скважин дебитом от 0,3 м3/сут (скв. № 1037, dшт=6 мм) до 60,0 м3/сут (скв. № 64Р, dшт=7 мм); -
1 фонтанный приток нефти с водой дебитом 1,6 м3/сут (нефти 0,5 м3/сут, dшт.=2 мм, скв. № 52Р); -
2 непереливающих нефтяных притока из скважин №№ 1018, 1020.
Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1556,6 м (скв. № 1023) до – 1620,6 м (скв. № 1036), перепад отметок кровли коллектора составляет 64,0 м. В целом наблюдается погружение кровли с запада на восток (графическое приложение 1 лист 3). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 31,4 м (общая) и 22,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,8 м (скв. № 1070) до 22,6 м (скв. № 1060), в среднем составляют 9,5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,8 м (скв. № 1070) до 16,0 м (скв. № 1129Р), в среднем – 8,4 м (графическое приложение 4 лист 3).
ВНК вскрыт 3 скважинами на абс. отм. -1621,3 м – 1623,9 м, принят на абс. отм -1623 м.
Залежь ограничена с востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 52Р, 1030, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С запада - зоной выклинивания и частично зоной замещения пласта, вскрытой скв. № 1016, с юга - зоной замещения, вскрытой скважиной № 1071, и частично изогипсой ВНК, с севера – зоной замещения, вскрытой скв. №№ 905, 1017. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 5,3 км × 3,4 км, высота 67 м.
Район скв. 281Р. Участок выявлен одной разведочной скважиной № 281Р, вскрывшей чисто-нефтяную зону пласта. В эксплуатацию введен в 1978 г. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытания. При испытании интервала -1635,6 – 1646,2 м (абс. отм. -1576,0 – 1586,6 м) в скважине № 281Р был получен фонтанный приток нефти дебитом 5,1 м3/сут на штуцере 3 мм.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметке – 1576,0 м.
Общая толщина пласта в скважине составляет 14,2 м, эффективная нефтенасыщенная – 1,8 м.
Участок ограничен с востока, запада и севера зоной выклинивания, с юга - зоной замещения. Тип ловушки структурный, литологически и стратиграфически экранированный. Размеры участка залежи 1,1 км × 1,4 км, высота 47 м.
Западно-Мортымьинская залежь I расположена на западном склоне Мортымьинского поднятия, открыта в 1962 г. скважиной 26Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 39 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 32 скважинами, ВНЗ – 7 скважинами. ВНЗ занимает 36 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Западно-Мортымьинской I залежи получено:
-
7 фонтанных притоков нефти из 6 скважин дебитом от 0,2 м3/сут. (скв. № 26Р, dшт=2мм) до 213,0 м3/сут. (скв. № 91Р, dшт.=10,5 мм); -
2 фонтанных притока нефти с водой из 2 скважин дебитом от 15,6 м3/сут (нефти 0,4 м3/сут., dшт.=3 мм, скв. № 91Р) до 96,0 м3/сут (нефти 2 м3/сут., dшт.=15 мм, скв.№ 86Р); -
1 непереливающий нефтяной приток из скважины № 835; - 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.