щенная товщина за даними ГДС дорівнює 4.8м. Продуктивність поклади опробованием доведена до а.о.- 2 512 м. Отриманий при випробуванні пласта АС 111 приплив нафти дорівнює 7.2 м?/добу при депресії 10МПа. ВНК поклади не розкрити і прийнятий на а.о.- 2 520 м. У цих межах поклад має розміри 15.7? 6.0 км, висоту 22 м. За типом поклад пластова сводовая з литологическим екрануванням зі сходу і заходу [14].
Лянторское родовище
На даному родовище пласт АС 11 газонафтової, характеризуються найбільш складною будовою розрізу. Відповідно до цього і форми залягання піщаних тіл, що формують пласт, досить різноманітні (лінзи, полулінзи, врізи і т.д.).
Рис. 2.2 Лянторское нафтогазоконденсатне родовище. Геологічний розріз пласта АС 11.
, 2, 3 пісковики відповідно нафто-, газо-, водонасичені; 4 глинисті пропластки
Загальна товщина шару АС 11 змінюється в дуже широкому діапазоні значень від 4 до 50 м. Зони максимальних товщин пласта, як правило, укладаються в витягнуті смугасту картину форми, що нагадують розгалужені русла, з тенденцією їх приуроченості до прісводовим зонам Востокінской, Січневої і Лянторское структур. Зони зменшених товщин, навпаки, тяжіють до міжструктурні порушень (зчленування Таняунской і Січневої, Січневої і Лянторское, Січневої і Востокінской структур).
Ефективні товщини пласта АС 11 також характеризуються широким діапазоном зміни значень від 2 - 4 до 28 - 30 м. Зони ефективних максимальних товщин досить чітко вкладаються в субмеридіальному (відносно вузьку) смугу, що характеризується на окремих ділянках субширотними відгалуженнями (Лянторское підняття в районі ДНС 2, 4, 5, 6).
Зменшені ефективні товщини характеризуються переважною приуроченностью до східного і західного бортах Лянторское структури. Поклад пласта АС 11 Лянторское площі приурочена до брахиантіклінальниє підняттю, витягнутому в субмеридиональном напрямку і ускладнюється західне крило регіональної структури. Розміри підняття складають 16? 4 - 6 км, висота 40 м.
Проникна частина пласта АС 11 вивчена по 178 свердловинах, у чотирьох з яких вивчена нефтенасищенная частину. Пористість змінюється від 19,3 до 28,6% і середньому по пласту складає 24,5% (25%), по нефтенасищенной частини 23,9%, по водонасиченого - 25,8%. Проникність змінюється від 2.2? 10 - 3 до 698? 10 - 3 мкм? при середньому значенні 266? 10 - 3 мкм? , По нефтенасищенной частини 258? 10 - 3 мкм? , По водонасиченого 276? 10 - 3 мкм?. Середнє значення по свердловинах істотно не розрізняються і змінюються від 229? 10 - 3 до 316? 10 - 3 мкм?.
Колекторські властивості пласта АС 11 визначалися також за даними промислової геофізики. Пористість змінюється від 21 до 26% при середньому значенні 24,8%. Середнє значення проникності 536? 10 - 3 мкм? при варіаціях 1? 10 - 3 - +1493? 10 - 3 мкм? [15].
Північно-Кондинське нафтове родовище
Поклад пласта АС 11 є найбільш великої на досліджуваному родовищі. Нефтенасищенная товщина, розкрита скв.18, дорівнює 27,6 м. Випробування продуктивність доведена до а.о.- 2637 м. При випробуванні пласта отримано приплив нафти дебітом 10,1 м?/добу на СДУ 1090 м. ВНК поклади не розкрити і прийнятий на максимально високому рівні на а.о.- 2640 м. У процесі подальшого вивчення можливе пониження ВНК. Розміри поклади в межах прийнятого ВНК складають 9? 8,2 км, висота близько 40 м. За типом поклад литологически екранована.
Поклад пласта АС 11 нефтенасищенная товщина в скв.18 склала 7,2 м. Продуктивність випробуванням доведена до а.о.- 2655 м. Отримано непромисловий приплив нафти дебітом 1,9 м?/добу на СДУ 1314 м. ВНК поклади прийнятий на а.о.- 2660 м, що відповідає середньому положенню між підошвою нефтенасищенних колекторів в скв.18 і покрівлею водонасичених пісковиків у скв.19 Малокондінской. У межах прийнятого ВНК поклад має розміри 7,0? 3,5 км, висоту 14 м. За типом поклад пластова сводовая. Слід зазначити, що в скв.16 Кондинське площі, розташованої в безпосередній близькості від описуваної, в пласті АС 11 виявлена ??промислова поклад нафти.
Для цих покладів подсчетних параметри, пов'язані з фізико-хімічними властивостями нафт, прийняті за аналогією з пластом АС 11 Приобского родовища. Пористість і нефтенасищенность порід визначалися в результаті обробки матеріалів ГДС з урахуванням даних керна. КІН прийнятий з урахуванням даних по однойменних пластам Приобского родовища [16].
Нижньо-Шапшінское нафтове родовище
За результатами сейсморозвідувальних робіт МОГТ 3D і даними буріння свердловин на території Нижньо-Шапшінской площі був виконаний аналіз товщин з метою визначення історії формування та розвитку піщаних тіл. Проведен...
