Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1974
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 139.53 км²
Кумжинское газоконденсатное месторождение
Расположение месторождения: Кумжинское месторождение – это газоконденсатное месторождение, которое находится на территории Российской Федерации. Оно расположилось в Ненецком автономном округе, в дельте р. Печора, на северо-востоке от города Нарьян-Мар. Данное месторождение входит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию и относится к северной её части. Кумжинское месторождение приурочено к Печорской плите на Русской платформе.
Данные о запасах:
Кумжинское газоконденсатное месторождение по уровню своих запасов является крупным месторождением. Его запасы оценивают в 100 миллиардов кубометров по категориям А, В, С1. Количество конденсата на месторождении составляет 3,9 миллионов тон. По своему составу газ здесь метановый, который имеет примесь сероводорода в объеме 0,1-0,2 процента. Также до 3,5 процентов может присутствовать и двуокись углерода. Залежи газа на Кумжинском месторождении относят к сводовому типу, и они залегают на уровне около 3000 метров. Газоконденсат расположен на глубине до 2777 метров.
История разработки месторождения:
Кумжинское газоконденсатное месторождение было открыто в 1974 году. В 1979 году на месторождении из-за ошибок бурения произошел мощный выброс газа, в результате которого на берегу протоки Малый Гусинец образовались два грифона. Чтобы сместить подземные пласты и таким образом подавить выбросы газа, на месторождении на глубине 1470 м произвели ядерный взрыв мощностью 37,6 килотонн тротилового эквивалента. Проведенный взрыв был совершенно безопасным в радиационном смысле (выхода радионуклидов на поверхность не было), он позволил резко снизить дебит выходящего на поверхность газа, однако полностью локализовать аварию не удалось, и работы по ликвидации газовых проявлений продолжались вплоть до 1987 года. Лицензию и право на разработку месторождения в 2007 году получила компания ЗАО «СН Инвест». Летом 2008 года была проведена оценка фонового уровня загрязнения на Кумжинском участке, которая показала содержание техногенных радионуклидов в пробах воды со дна кратеров скважин, донных осадков, прибрежного песка с наносами нефтепродуктов, образованных в результате аварийного истечения газа, соответствует естественному фону содержания трития в природных водах. Следы трития выявлены в пробе углеводородов, отобранной в кратере скважины №10. При этом мощность гамма-излучения на территории Кумжинского месторождения соответствует естественному радиационному фону региона.Осенью 2008 года «СН Инвест» рекультивировал 13 из 24 гектаров нарушенных участков почвы на Кумже. С территории Ненецкого заповедника вывезено более 900 тонн строительного мусора. Кроме того, компания восстановила построенную в 1979 году защитную дамбу на протоке Малый Гусинец, которая была значительно разрушена [Книга нефти: месторождение «Кумжинское» http://kniganefti.ru/field.asp?field=119].
(Векслер В.И. Записки подземного навигатора)
Краткая характеристика нефтегазоносных комплексов
Следует отметить, что большинство границ продуктивных пластов (терригенных) обусловлены сменой направленности цикличной седиментации. Регрессивный этап развития (песчаники) сменяется трансгрессивным этапом, с которым обычно связано накопление тонких глинистых осадков. Это отражается на кривых электрического сопротивления (глинистая составляющая), радиоактивном и акустическом каротажах. На приложениях 5 и 6 это хорошо видно. Основные методы каротажа, использованные для корреляции продуктивных пластов, это: методы сопротивления – ПЗ (потенциал зонд), ИК (индукционный каротаж), БК (боковой каротаж), ПС (метод собственной поляризации), ГК (естественной радиоактивности). Дополнительно привлекались НКТ (НГК) – нейтронный метод и ДС – кавернометрия.
Пласт Т10 залегает выше продуктивного пласта Т11 и отделен от последнего глинистой перемычкой толщиной до 8 м. В подавляющем большинстве скважин пласт заглинизирован и лишь в скважинах 133, 18, 5 коллектор газонасыщен.
Общая толщина пласта по данным ГИС меняется в пределах от 5,3 м в скв.17 до 13,5 м в скв.18.
Кровля пласта выделена в 25 скважинах на абсолютных отметках, меняющихся от -1448,7 м (скв.29П) до -1542,4 м (скв.14). Репер отбивается по спаду показаний на кривой ГК, параллельно на кривой НГК фиксируется плавное увеличение значений.
Подошва пласта прослеживаетсяв основании локального максимума кажущегося электрического сопротивления, после которого наблюдается увеличение естественной радиоактивности, соответствующее глинистой перемычке разделяющей пласты (граф. прил.5, 6).
Пласт Т11, литологически представленный полимиктовыми песчаниками неравномерно известковистыми, прослежен в 25 скважинах на абсолютных отметках, изменяющихся от -1465,5 м (скв.29П) до -1555,9 м (скв.14).
Репер, соответствующий кровле пласта, установлен в кровельной части пачки, характеризующейся повышенными и более дифференцированными значениями кажущегося электрического сопротивления по сравнению с перекрывающей и подстилающей её толщами. На кривых ГК и ПС в интервале пласта наблюдается уменьшение показаний, что указывает на наличие песчаников в этой части разреза и, особенно в нижней его части.
Подошва пласта, совпадающая с подошвой чаркобожской свиты, прослежена по кровле глинистой пачки, характеризующейся повышенными и резко дифференцированным значениям уровня естественной радиоактивности, а также ступенеобразным увеличением потенциала собственной поляризации (граф. прил. 3-6 ).
Общая толщина пласта по данным ГИС меняется в пределах от 26,0 м в скв.135 до 41,9 м в скв.17.
Пласты PVIII ,PVII, выделенные и прослеженные в интервале отложений уфимского яруса (граф.прил.5,6), в целом по площади представлены песчаниками серыми, средне крупнозернистыми, полимиктовыми.
Верхняя граница пласта PVIII, прослеженная в диапазоне абсолютных отметок от -1667,3 м (скв.29П) до -1797,0 м (скв.14),проводится по подошве аргиллитов, выше которых в ряде скважин залегают гравелито-конгломераты пласта PIX. На каротажных диаграммах пласт уверено идентифицируется по резкому падению показаний на кривых ГК, ПС и кавернометрии относительно подстилающих и перекрывающих глинистых отложений. Лишь в районе скважин №№ 20, 8, 17, 134 пласт PVIII представлен алевролитами серыми, темно-серыми, глинистыми, что несколько затрудняет корреляцию.
Толщина пласта составляет от 8,8 м (скв.9) до 20,8 м (скв.11).
Пласт PVIIотделен от вышележащего пласта PVIII пачкой преимущественно глинистых отложений толщиной 27-51 м. Его кровля отмечается на абсолютных отметках, изменяющихся в пределах от -1726,3 м (скв.29П) до -1843,3 м (скв.14). Общая толщина пласта меняется от 12,4 м в скважине 27 до 21,9 м в скважине 5.
Нижняя граница рассматриваемого пласта установлена по кровле глинистой пачки, уверенно фиксирующейся на кривой ГК резким повышением значений, параллельно которому наблюдается снижение вторичной гамма-активности, а также падение кажущегося электрического сопротивления (ПЗ).
Продуктивные пласты PVIPV,PIV выделяются в верхней части разреза кунгурских отложений. Наиболее выдержанным из них является пласт PVI, приуроченный к кровле кунгурской толщи.
Коллекторы пластов представлены серыми, разнозернистыми, полимиктовыми песчаниками, вследствие чего относительно вмещающих пород кровли пластов отбиваются на спаде показаний (ГК) и (ПС), одновременно с которыми наблюдается увеличение кажущегося электрического сопротивления, сопровождаемое синхронным повышением значений на кривой НКТ. Подошва пластов прослежены по синхронному падению значений на кривых ПЗ и НКТ и увеличению показаний потенциала собственной поляризации (граф.прил.5,6).
Пласт С2-3 в литологическом отношении представлен известняками органогенными, мелкозернистыми, глинистыми порового и трещинно-порового типа.
Верхняя граница пласта установлена в кровле толщи, характеризующейся высокими и сильно дифференцированными значениями кажущегося сопротивления, а также пониженными значениями потенциала собственной поляризации и показаниями кавернометрии. Подошва пласта, совпадающая с подошвой протвинских отложений, соответствует кровле пачки с низкими и довольно выровненными значениями естественной радиоактивности, которая уверено прослеживается на каротажных диаграммах (граф.прил. 3, 7, 8).
Общая толщина пласта варьирует от 209,64 м в скв.29П до 269,24 м.в скв. 2.
Нефтегазоносность
На настоящий момент в ГКЗ РФ утверждены запасы (протокол №8634) по шести залежам пяти продуктивных пластов ТI, РVIII, РVII, РIV, С2-3 Кумжинского месторождения, залежи по пластам РVI и РVпредставлены на рассмотрение ГКЗ впервые. При этом основные запасы газа (96,9 %) приходятся на залежь средне-верхнекаменноугольного возраста.Всего с момента открытия месторождения было извлечено в процессе пробной эксплуатации 0,076 млрд. м3. Месторождение относится к распределенному фонду.
Согласно выполненным в последние годы исследованиям [13] во вскрытом геологическом разрезе Кумжинского месторождения выделено 11 продуктивных пластов, включающих 15 газоконденсатных залежей:
- пласт С2-3, залегающий в карбонатных средне-верхнекаменноугольных отложениях;
- группы пластов РIV-VI, залегающих вотложениях кунгурского возраста;
- пласты PVII, PVIII, приуроченные к отложениям уфимского возраста;
- пласты РX, РXII, выявленные в отложениях казанско-татарского возраста;
- пласты ТI1 и ТI0, выделяемые вотложениях нижнетриасового возраста.
Однако в данный отчет материалы по пластам PX, PXI, РXIIне включены, поскольку залежи этих пластов, приуроченные к северной части структуры, располагаются полностью за пределами 3Д-съемки. Кроме того, бурение скважин в северной части площади с момента предыдущего подсчета запасов [2] не проводилось. Поэтому новыми данными, позволяющими уточнить геометрию залежей в этой зоне, на настоящий момент мы не располагаем. В отчете приводится детальное описание особенностей геологического строения и принятые отметки газоводяных контактов (ГВК) залежей газа 7 пластов (ТI1, РIV-VI, PVII, PVIII, С2-3), приуроченных к центральной и южной части структуры.
Отличия от принятых при подсчете запасов [2] отметок межфлюидных контактов, обусловлены проведением сейсморазведки МОГТ-3Д и бурением новой поисково-оценочной скважины 29П. Скважины, по которым определен газоводяной контакт исследуемых пластов, приведены в таблице 5.1.
При обосновании распространения зон замещения и выклинивания коллектора использовались данные сейсмических атрибутов (инверсии) в полигоне съемки МОГТ-3Д, а вне контура съемки граница зоны определялась как половина расстояния между скважинами с коллектором и неколлектором.
При построении восточного замыкания залежи пласта С2-3 использовались данные моделирования гравитационного и магнитного полей [11].
Параметры залежей, полученных в результате геологического моделирования пластов Кумжинского месторождения, приведены в таблице 5.2.
Газоконденсатная залежь в карбонатных отложениях средне-верхнекаменноугольного возраста. Пласт С2-3
Залежь массивная, её размеры в контуре газоносности составляют: 25,4 11,7 км, этаж газоносности – 179,3 м. (табл. 5.1) В ней сосредоточены основные запасы газа и газоконденсата на Кумжинской площади.
По состоянию на 1 января 2012 г. кровля коллектора залежи вскрыта 21 скважиной.
Новая поисково-оценочная скважина №29П, пробуренная в 214 м к северо-востоку от устья скважины №3, также вскрыла продуктивный пласт С2-3 в своде структуры на а.о. -2252,8 м. Все скважины, кроме скважины №18, которая по результатам интерпретации данных сейсморазведки попадает в зону тектонического нарушения, вскрывают кровлю продуктивного пласта С2-3 и находятся в контуре газоносности. Таким образом, эффективность поисково-разведочного бурения составляет 95,2%.
Пласт характеризуется значениями эффективных толщин в диапазоне от 23,0 до 92,8 м. Максимальные газонасыщенные толщины в своде залежи достигают 81,8 м. Диапазон средневзвешенных значений коэффициента пористости по скважинным данным составляет 0,11-0,2 д.е., коэффициента газонасыщенности 0,67-0,91 д.е. Средневзвешенное значение пористости по пласту С2-3 соответствует 16%, коэффициента газонасыщенности – 85,9%.
При определении отметки межфлюидного контакта исследуемой залежи учитывались все результаты опробований скважин (граф. прил 88), интерпретации данных ГИС, выполненной авторами в представленной работе (граф. прил. 57-73), а также другие материалы имеющиеся по скважинам.
Следует отметить, что в подсчете запасов 1980 года [2], газоводяной контакт был принят на большей части залежи на а.о.-2431 м, а в ее крайних, северной и южной частях (скважины №№14, 20, 12) на а.о.-2420 м.
В скважине №14 в интервале средне-верхнекаменноугольных отложений было выполнено опробование двух объектов. Из I объекта в интервале 2432-2458м был получен приток минерализованной пластовой воды дебитом 20,4 м3/сут. При опробовании II объекта в интервале 2406,0-2424,0 м был получен слабый приток конденсатного газа дебитом 11,9тыс.м3/сут. По результатам интерпретации данных ГИС насыщение верхнего пропластка 2433,6-2435,4 м (а.о -2426,8-2428,6 м) в интервале опробования не определено. Поэтому положение ГВК в данной скважине принято по его кровле на а.о.– 2426.8 м. При опробовании I объекта скважины №20 в интервале 2420-2427,7 м (а.о. -2412-2435 м), за 47 часов стояния на притоке было получено 2,37 м3 пластовой воды, а дебит газа оценен визуально на устье 0,5 тыс.м3/сут. По ГИС в данном интервале опробования выделено 3 пропластка, причем насыщение нижнего определить не представляется возможным (граф. прил. 80), в верхние определяются как газонасыщенные, что не противоречит результатам опробования. Положение межфлюидного контакта в данной скважине принято на а.о. 2427.5 м.
При совместном испытании новой, пробуренной в своде Кумжинской структуры, скважины №29П, в интервалах 2420,0-2422,0 и 2430,0-2441,0 м (а.о. – 2411,8-2413,8 и 2421,8-2432,8 м) был получен приток конденсатного газа дебитом 9,3 тыс.м3/сут с пластовой водой дебитом 2,4 м3/сут. Данные результаты подтверждают вскрытие скважиной газоводяного контакта и не противоречат интерпретации данных ГИС, где подошва газонасыщенного интервала определяется на а.о. -2430,4 м.
Скважина №3, расположенная в 100 м западнее скважины 29П, испытана в интервале 2431,0-2436,0 (а.о. – 2424,6-2429,6 м), где был получен приток конденсатного газа дебитом 181,9 тыс.м3/сут. В скважине №13 расположенной в 2,5 км к юго-востоку от скважины 29П, по ГИС отмечено самое низкое положение подошвы газонасыщенного интервала – на а.о. 2430,5 м. При опробовании скважины №4 в открытом стволе в интервале 2430,0-2457,0 (а.о. -2422,3-2449,3 м) получен фильтрат раствора с пластовой водой и конденсатный газ дебитом 15,0 тыс.м3/сут, а при испытании интервала 2430,0-2437,0 м (а.о. – 2422,3-2429,3 м), в обсаженной скважине, было получено 18,4 тыс.м3/сут конденсатного газа. Скважина №12 расположенная на южном краю залежи, опробована в интервале предполагаемого газоводяного контакта два раза (II и III объекты). При опробовании II объекта в интервале 2428,0-2439,0(а.о. -2421,8-2432,8 м) получен приток пластовой воды 79,7 м3/сут. Далее после установки цементного моста на а.о. – 2432 м, был опробован III объект в интервале 2428,0-2432,0 м (а.о. – 2421,8-2425,8 м). В результате опробования притока получено не было, что свидетельствует об отсутствии проницаемых прослоев в данном объекте. Следует отметить, ранее в подсчете запасов 1980 г [2] по результатам исследований скважин их выделяли, тогда, как сейчас эти прослои считаются неколлекторами. Авторами представленной работы было принято, что при опробовании IIобъекта, вода была получена из двух нижних пропластков (граф.прил. 80)
Таким образом, исходя из всего выше сказанного, газоводяной контакт продуктивного пласта С2-3 определен по результатам опробований скважин и результатам интерпретации данных ГИС по скважинам №№14, 9, 20, 29П, 13, 3, 16, 4, 12. Он располагается в интервале а.о. -2426,8 м (кровля коллектора с неясным характером насыщения скв.№14) – 2430,5 м (подошва газонасыщенного коллектора в скв. №13 выделенного по ГИС). В настоящем отчете ГВК принят горизонтальным с небольшими отклонениями на а.о. -2428,7 ± 1,9 м. Отметки интервалов перфорации и границы коллекторов, определяющие положение межфлюидного контакта приведены в таблице 5.1.
Газоконденсатная залежь в терригенных отложениях кунгурского яруса нижней перми.
Пласт PIV
Газоконденсатная залежь расположена в северной части полигона съемки МОГТ-3Д. Залежь пластовая, сводовая. Контур газоносности контролируется структурой и положением ГВК в скважине №3. Размеры залежи составляют 2,2 1,7 км, высота 18,8 м. Пласт характеризуется значениями эффективных толщин в диапазоне 5,5-15,7 м. Максимальные газонасыщенные толщины достигают 13,4 м. Средневзвешенная пористость газонасыщенных коллекторов пласта составляет 0,165 д.е, средневзвешенный коэффициент газонасыщенности - 0,433 д.е.
Положение газоводяного контакта пласта PIV установлено по результатам опробования и материалам интерпретации данных ГИС скв. №№3, 29П, 7. (граф. прил. 79).
При опробовании в скважине №3 в интервале 1800,0-1813,0 м (а.о.-1793,8-1806,8 м) был получен приток конденсатного газа дебитом 21,1 тыс.м3/сут с пластовой водой, в скв. №7 в интервале 2037,0-2048,0 м (а.о. – 1797,2-1807,0 м) был получен приток пластовой воды дебитом 987,4 м3/сут на среднединамическом уровне 1658,4 м.
Из вышеизложенного следует, что скв. №3 в данном интервале перфорации вскрыла как газонасыщенную, так и водонасыщенную часть, а скв. № 7 только водонасыщенную. По результатам интерпретации данных ГИС в скв. №3 и скв. №29П подошва газонасыщенного коллектора соответствует а.о. – 1797,8 м. (граф. прил. 79). В результате ГВК был принят на а.о. -1797,8 м по подошве газонасыщенных коллекторов. Газоводяной контакт в подсчете запасов 1980 г [2] установлен на а.о. -1797,9 м.
Газоконденсатная залежь в терригенных отложениях кунгурского яруса нижней перми. Пласт PV
Газоконденсатная залежь пласта PV расположена в северной части полигона сейсмической съемки. Залежь пластовая сводовая, ее размеры составляют 2,4 1,0 км, высота 11,1 м. Эффективные толщины в пределах залежи меняются от 6,8 до 16,1 м. Максимальные газонасыщенные толщины достигают 11,0 м. Пористость газонасыщенного коллектора скв. 29П составляет 0,217 д.е., коэффициент газонасыщенности - 0,609 д.е.
Положение газоводяного контакта установлено по результатам обработки материалов ГИС скв. №29П и скв. №3. Опробование пласта в скважине №29П не проводилось. Следует отметить, что в скв. №3 кровля водонасыщенного коллектора отбивается на глубине 1779,8 м (а.о. -1773,6 м), а подошва газонасыщенной части пласта в скважине №29П на отметке 1781,8 м (а.о. -1773,7 м). Таким образом, ГВК установлен на а.о. -1773,6 – 1773,7 м (граф. прил.78)
Газоконденсатная залежь в терригенных отложениях кунгурского яруса нижней перми. Пласт PVI
Газоконденсатная
залежь расположена
в северной части полигона съемки МОГТ-3Д.
Залежь пластовая
сводовая. Ее размеры составляют 2,3 1 км, высота - 10,3 м. Пласт
характеризуется значениями эффективных толщи, варьирующими в диапазоне
6,4 – 13,6 м. Максимальные газонасыщенные толщины составляет 10,3 м. Средневзвешенный
коэффициент пористости
газонасыщенных коллекторов пласта составляет 0,18 д.е., а коэффициент
газонасыщенности достигает 0,632 д.е.
Положение газоводяного контакта в пласте PVI установлено по результатам обработки материалов ГИС скв. №29П. Опробование в скважине не проводилось.
В скважине №29П выделен газонасыщенный коллектор до абсолютной глубины -1759,2 м. В соседней скважине №3 кровля водонасыщенного коллектора соответствует а.о. –1760,3 м (граф. прил. 77). ГВК принят на а.о. -1759,2 м
Газоконденсатная залежь в терригенных отложениях уфимского яруса верхней перми. Пласт PVII
Газоконденсатная залежь расположена в северной части полигона съемки МОГТ-3Д. Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи - 4,9 2,7 км, высота - 31,4 м. Пласт характеризуется значениями эффективных толщин, изменяющимися в диапазоне 5,8 – 10,8 м. Максимальные газонасыщенные толщины составляют 10,7 м. Значения пористости газонасыщенных коллекторов по скважинам варьируют от 0,151 д.е. до 0,172 д.е., и средневзвешенное значение по пласту составляют 0,161 д.е. Средневзвешенный коэффициент газонасыщенности пласта составляет 0,474 д.е.
Положение газоводяного контакта устанавливается по результатам опробования и обработки материалов ГИС скважин №№3, 133, 7.
По результатам интерпретации
материалов ГИС скв. №3 в интервале
1742,8-1753,6 м (а.о.-1736,5-1747,3 м) установлена газонасыщенность.
При опробовании в скв. №133 интервала 1761,0-1770,0 м (а.о.-1756,3-1765,3 м) был получен приток пластовой воды (дебит 1,6 м3/сут на среднединамическом уровне 1450 м). Приток пластовой воды дебитом 141,1 м3/сут получен в скв. №7 при испытании интервала 1994-2003 м (а.о.-1759,0-1766,9 м) (граф. прил. 76).
Исходя из вышеизложенного,
положение газоводяного контакта установлено по кровле водонасыщенного коллектора в скважине
№7 на абсолютной отметке
– 1755,2 м. Ранее уровень принятый ГВК составлял а.о. -1756 м и был установлен
по кровле водонасыщенного коллектора скв. №133. Различие в уровне ГВК связаны с
различиями в обработке данных ГИС.
Газоконденсатная залежь в терригенных отложениях уфимского яруса верхней перми. Пласт PVIII
Газоконденсатная залежь пласта PVIII расположена в северной части полигона съемки МОГТ-3Д. Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи - 3,6 1,9 км, высота составляет 24,3 м. Пласт характеризуется значениями эффективных толщин в диапазоне от 3,3 до 16,3 м. Максимальные газонасыщенные толщины составляют 16,0 м. По скважинным данным коэффициент пористости газонасыщенных коллекторов изменяется в пределах от 0,175 до 0,194 д.е., коэффициент газонасыщенности варьирует от 0,603 до 0,617 д.е. Средневзвешенные значения параметров по пласту составляют соответственно 0,183 д.е. и 0,602д.е.
При испытании скважины №3 в интервале 1681,0-1696,0 м (а.о. – 1674,8-1689,8 м) получен приток конденсатного газа дебитом 321,6 тыс. м3/сут. В скважине №133 в интервале 1698,0-1706,0 м (а.о.–1693,3-1701,3 м) получен приток пластовой воды дебитом 3,2 м3/сут. По скважинам №6 и №10 также получены притоки пластовой воды (граф. прил. 75).
Положение газоводяного контакта принято горизонтальным на абсолютной отметке – 1690,2 м по подошве газонасыщенного коллектора в скважине №3, что соответствует отметке, принятой ранее в подсчете запасов.
Газоконденсатная
залежь в терригенных отложениях
нижнетриасового возраста. Пласт Т11
В пределах пласта выявлено 2 залежи: Северная и Южная.
Северная газоконденсатная залежь пласта Т11 не покрыта сейсморазведочными работами, поэтому оконтуривание залежи производилось по результатам интерпретации данных ГИС. Залежь сводовая, пластовая размерами - 3,7 1,8 км, ее высота достигает 38,2 м. Пласт характеризуется значениями эффективных толщин в диапазоне 9,0 – 25,2 м. Максимальные газонасыщенные толщины составляют 25,2 м.
Продуктивность Северной залежи подтверждена по результатам опробования скважин №10 и 134, где при совместном опробовании интервалав 1620,0-1628,0 и 1640,0-1670,0 м (а.о.–1469,1-1476,2 и 1486,9-1513,5 м) в скважине №10 получен приток конденсатного газа дебитом 40,4 тыс.м3/сут (при ΔР = 31,4 атм.). Скважина №134 испытана в интервале 1518,0-1530,0 м (а.о.-1513,3-1525,3 м), из которого был получен приток пластовой воды (Qв = 2,5 м3/сут) с газом (Qг=0,5 тыс.м3/сут).
Положение
газоводяного контакта принято горизонтальным на абсолютной отметке – 1512,8 м
по подошве газонасыщенного коллектора в скважине №10
(граф. прил. 74). В подсчете запасов
1980 г ГВК был установлен на а.о. -1512 м. Расхождение обусловлено переинтерпретацией
данных ГИС.
Южная газоконденсатная залежь пласта Т11 расположена в северной части полигона съемки МОГТ – 3D. Залежь сводовая, пластовая размером 10,3 2,1 км, высота составляет 33,0 м. Пласт характеризуется значениями эффективных толщин в диапазоне 4,6 – 21,0 м. Максимальные газонасыщенные толщины составляют 20,0 м.
Средневзвешенная пористость газонасыщенных коллекторов по скважинным данным изменяется в пределах 0,159 – 0,219 д.е, коэффициент газонасыщенности по скважинным данным варьирует от 0,458 д.е до 0,627 д.е.Средневзвешенная пористость газонасыщенных коллекторов пласта составляет 0,194 д.е., а средневзвешенный коэффициент газонасыщенности достигает 0,626 д.е.
Положение
газоводяного контакта Южной залежи установлено по
результатам интерпретации материалов ГИС и опробования скважин №№ 6, 7, 133,
135. При опробовании пласта в скважине № 135 в интервале 1484,0-1503,0 м
(а.о. – 1479,7-1498,6 м) был получен приток конденсатного газа дебитом 25,6
тыс.м3/сут. В скважине №133 при испытании в интервалах 1479,0-1483,0
и 1495,0-1509,0 м
(а.о.–1474,3-1478,3 и 1490,3-1504,3 м)
получен приток конденсатного газа дебитом 28,6 тыс.м3/сут со следами
пластовой воды. В скважине №6 в интервале 1515,0-1538,0 м
(а.о. – 1508,9-1531,9 м) получен приток
пластовой воды дебитом 137,4 м3/сут. (граф. прил. 74). Положение
газоводяного контакта принято горизонтальным на абсолютной отметке – 1504,4 м
по подошве газонасыщенного коллектора в скважине №133. Ранее ГВК принимался на
а.о. -1504,0 м (по подошве коллектора в интервале перфорации скв. №133).
Следующее Месторождение: Колендо