Геологическая часть

Средний коэффициент расчисленности составляет 2,9, а коэффициент эффективной толщины – 0,49.

Средняя вешенная эффективная нефтенасыщенная толщина равна 5м.

К блоку приурочена нефтяная залежь. Нефть получена в скважинах 3, 27, 33, 34. Дебиты нефти изменяются от 0,87 до 29м³/с.

Наиболее низкая отметка получения чистой нефти равна – 3928,6 (скв.27). Вода получена с отметки – 3591м (скв.41). Водонефтяной контакт для юго- восточной части блока принимается на отметке – 3570м по подошве пласта пачки «Д», давшего нефть в скважине38. Для северо-западной части блока ВНК принимается на отметке 3581м, по данным ГИС в скважине 29. При опробовании зоны ВНК в этой скважине получена нефть с водой.

С учётом принятых положений ВНК высота залежи равна 350м. Площадь нефтеносности составляет 71,6км². Залежь пластовая тектонически экранирована и литологически ограниченная.

Продуктивность II блока установлена скважиной 61, где получен фонтанный приток нефти дебитом 80м³/с через 8 мм штуцер. Отметка подошвы продуктивного по каротажу пласта равна – 3534м. Вода при опробовании получена с отметки – 3556м из пласта характеризирующего по ГИС как водоносный.

Водонефтяной контакт для блока II условно принят по подошве продуктивного по ГИС пласта на – 3534м.

Пачка представлена тремя пропластками коллекторов с общей эффективной нефтенасыщеной толщиной 9,4м. высота залежи равна 50м, а площадь нефтеносности – 8,1км.

Характер распределения пластов коллекторов по площади и разрезу в III дал основания для условного разделения пачки «Г» на два продуктивных горизонта: верхний и нижний. Толщина раздела между горизонтами колеблется от 10 до 50м.

Верхний горизонт состоит из 1-16 пропластков-коллекторов, суммарная эффективная толщина которых составляет 4,2 (скв.68) – 44,6м (скв.72).

Горизонт опробован в скважинах 23, 42, 43, 66, 73, в которых получены притоки нефти дебитами от 8 (скв.43) до 171 м³/с (скв.66).

Нижний горизонт состоит из 3-38 пропластков-коллекторов с суммарной эффективной толщиной 43-73м. Горизонт опробован в скважинах 23, 36, 43, 45, 66, в которых получены притоки нефти от 2 (скв.66) до 281м³/с (скв.42). Кроме того, в скважине 36 получен приток газа с конденсатом дебитами соответственно 19 тыс. м³/с и 13,4м³/с на 5мм штуцере.

Таким образом, по результатам опробования в III блоке «Г» установлена газонефтяная залежь.

Газонефтяной контакт проводится на основании результатов испытания скважины 36 на отметке – 3385м по протоколу ГКЗ, соответствующей середине интервала перфорации, из которого получен приток нефти с газом. В скважине 45 на 14м ниже получен приток нефти, а в скважине 36 на 45м выше получен газ с конденсатом.

В определённой мере подтверждением принятого ГНК служат материалы газового каротажа по скважине 36. Здесь на глубине 3640 (-3375м) наблюдается чёткая граница смены компонентного состава углеводородов.

Отметки водонефтяного контакта колеблются по площади. Самая низкая отметка получения нефти – 3603м, отмечается в западной части блока в скважине 43. В скважине 66 на юго-востоке блока нефть получена до отметки – 3573м. в приводной части, в скважине 72, пласты уверенно интерпретируются как продуктивные до отметки – 3589м, на северной переклинали в скважине 73 вода получена с отметки – 3597м.

Учитывая эти обстоятельства, отметки водонефтяного контакта приняты для разных частей блока по фактическим данным и колеблются от –3603 до –3573м.

Общая высота газонефтяной залежи верхнего горизонта в III блоке равна 463-493м, а её газовой и нефтяной частей соответственно 265м и 198-228м. для нижнего горизонта высота нефтяной части залежи равна 198-228м, и газовой – 127м.

Площадь нефтеносности верхнего горизонта равна 74,5км², а газоносности – 41,4км². Для нижнего горизонта эти площади соответственно равны 70,7км² и 23,8км².

Залежи пластовые сводовые тектонически экранированные с элементами литологического ограничения.