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, d_шт=6 мм) до 103,0 м³/сут (скв. № 145Р, d_шт.=7 мм);
  
• 
  1 фонтанный приток нефти с водой дебитом 15,1 м³/сут (3,3 м³/сут нефти и 11,8 м³/сут воды, d_шт.=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, d_шт.=3 мм) до 5 м³/сут нефти и 115*10³ м³/сут свободного газа (скв. № 688, d_шт.=6 мм);
  
• 
  15 фонтанных притоков нефти из 13 скважин дебитом от 4,7 м³/сут (скв. № 1101, d_шт=6 мм) до 185,0 м³/сут (скв. № 1140, d_шт.=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 Т₁Отложения 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

---

2 фонтанный приток нефти из скважин № 755, 7065;

1 непереливающий приток нефти дебитом 0,72 м³/сут (скв. № 7065);

1 непереливающий приток воды дебитом 30,0 м³/сут (скв. № 739);

ВНК скважинами не вскрыт.

По типу участки залежи стратиграфически экранированный.

Р-он скв. № 1378. Участок залежи выявлен двумя эксплуатационными скважинами, вскрывшими чисто-нефтяную зону. Из них скважина № 7006 пробурена после 1979 г.

Кровля коллектора в районе участка по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1471,9 м (скв. № 7006) до – 1488,3 м (скв. № 1378), перепад отметок кровли коллектора составляет 16,4 м. Общие толщины по скважинам изменяются в пределах 11,6 м (скв. № 7006) – 13,3 м (скв. № 1378). Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,9 м (скв. № 1378) до 7,7 м (скв. № 7006).

Размеры участка залежи 0,8 км × 0,5 км, высота 80,1 м.

Р-он скв. № 7065.В настоящее время участок вскрыт одной скважиной № 7065, пробуренной после 1979 г. Скважина вскрыла чисто-нефтяную зону.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметке – 1422,5 м. Общая и эффективная нефтенасыщенная толщины в скважине составляют 2,4 м. и 1 м соответственно.

Размеры участка залежи 0,5 км × 0,6 км.

Р-он скв. № 395.В настоящее время участок вскрыт одной скважиной № 395, пробуренной после 1979 г. Скважина вскрыла чисто-нефтяную зону.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметке – 1489,4 м. Общая и эффективная нефтенасыщенная толщины в скважине составляют 27 м. и 2,9 м соответственно.

Размеры участка залежи 0,4 км × 0,4 км.

Р-он скв. № 708.Скважина № 708 вскрыла чисто-нефтяную зону. По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметке – 1513,1 м. Общая и эффективная нефтенасыщенная толщины в скважине составляют 7,1 м и 1,6 м соответственно.

Размеры участка залежи 0,4 км × 0,4 км.

Р-он скв. № 779.В настоящее время образования коры выветривания в границах участка залежи вскрыты 19 эксплуатационными скважинами, из них 10 скважин пробурены после 1979 г.

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1486,6 м (скв. № 1449) до – 1545,7 м (скв. № 764), перепад отметок кровли коллектора составляет 59,1 м. В целом наблюдается погружение кровли в северо-западном направлении. Общие толщины пласта залежи изменяются в пределах 7,2 м (скв. № 775) – 47,9 м (скв. № 756). Эффективные толщины по скважинам изменяются от 2,6 м (скв. № 746) до 15,7 м (скв. № 1379), в среднем составляют 6,5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2,6 м (скважина 746) до 15,4 м (скв. № 756), в среднем – 4,9 м.

---

Смотрите также файлы

• Рассказе Киплинга Ви Вилли Винки 12 Глава Изучение рассказа Ви Вилли Винки.docx

• Исполнитель, ученица 10 б класса.docx

• Курсты жмыс Таырыбы Оптика дкені діскері Студент Наренов Дастан 6В06105Компьютерная инженерия.docx

• Содержание Введение 3 1 Система стандартов Надежность в технике 4 2 Показатели надежности и методы их определения 10 3 Комплексные показатели надежности 16 Заключение 18 Список использованной литературы 19 Введение.docx

• Лабораторная работа 1 Выражения и операторы присваивания Тема.docx