Cтраница 3
Максимальные давления:, замеденные в ряде скважин, примыкающих к юго-восточной центриклиыаля Предкопетдаг-ского прогиба и располагающихся в зоне резкого погружения моноклинали, колеблются в пределах от 40 0 до 41 5 МПа. Полученная величина в 37 6 МПа довольно четко согласуется с сопредельными скважинами северного блока и ставит под сомнение правомерность существования самостоятельной газовой належи в восточном блоке. [31]
Колендинское газонефтяное месторождение. Структурная карта по кровле горизонта XVIПа ( составила В. Б. Лушникова.| Малосабинское нефтегазовое ждение. Структурная карта по кровле та X. [32] |
Месторождение находится в Сабинской антиклинальной зоне. По кровле окобыкайской свиты Малосабинская складка имеет субмеридиональное простирание и куполовидное строение, размеры 4 7x2 7 км. Южная периклиналь складки осложнена тремя поперечными сбросами с амплитудами от 70 до 480 м ( рис. 77), по которым каждый северный блок опущен относительно южного. Кроме диагональных сбросов на восточном крыле складки отмечены два сброса меридионального простирания. [33]
Использование материалов сейсморазведки в комплексе с материалами ГИС и керна позволило определить верхнюю границу распространения разуплотненных трещиноватых пород-коллекторов в залежи фундамента, которая в Северном блоке оказалась значительно ниже ( на 200 - 300 м) кровли фундамента и скважины, пробуренные ранее, до этих пород не дошли. [34]
Эффективность бурения этих скважин высока еще и потому, что пробурены они в зонах относительно высоких значений нефтенасыщен-ных толщин. Необходимо подчеркнуть эффективность бурения добывающих скважин в периферийных зонах. Начальные дебиты по ним менялись в пределах 1 - 27 т / сут ( в среднем 11 т / сут), максимальные значения характерны для скважин, пробуренных в северо-восточных районах северных блоков. [35]
Этот факт объясняется длительным формированием залежей, которое возможно продолжается и в настоящее время. Сохранение залежей в древних отложениях до наших дней при постоянно идущих процессах разрушения, а также обнаружение дисперсных частиц жидких углеводородов за контурами нефтеносности, по мнению автора, подтверждают этот вывод. Иногда в перекрывающих отложениях при благоприятных условиях возможно возникновение вторичных залежей тяжелой нефти за счет разрушения залежей в южных блоках. В то же время в северных блоках благодаря продолжающемуся и сейчас подтоку первичной нефти содержится легкая нефть. [36]
Северный блок Советабадского месторождения характеризуется значительным изменением концентрации сероводорода в пластовом газе по площади залежи. Предполагается, что сероводородсодержащий газ с концентрацией 3 - 4 объемных проникает из нижележащих юрских отложений в зоны мезотрещиноватостж в результате отсутствия литологического экрана мекду этими отложениями и продуктивным пластом. Этот источник обогащения расположен в юго-восточной части залежи, где начальная концентрация сероводорода достигает значения 0 948 % об. Поэтому для данных условий представляет интерес модель, в которой при прочих равных условиях в юго-восточной части объекта существует источник поступления в залежь сероводородсодержащего газа. Дебит етзгс источника должен быть пропорционален разности давлений в нижележащих отложениях и рассматриваемой залежи. В настоящее время отсутствует необходимая информация о геологическом строении, запасах газа в нижележащих отложениях и коэффициенте фильтрационного сопротивления между пластами. Поэтому в первом приближении для оценочных расчетов можно принять, что газ с постоянной концентрацией 3 5 % поступает из пласта с постоянным давлением, равным начальному в залежи Северного блока, а параметр проводимости равен соответствующему значению в юго-восточной части залежи. [37]