Центральный участок

В пределах центрального участка месторождения Ащисай установлены 3 продуктивные горизонты, из них горизонты М-I, М-II приурочены к отложениям нижнего мела и один горизонт Ю-I - к отложениям верхней юры.

Горизонт М-I вскрыт всеми скважинами, пробуренными в пределах 10 локальных поднятий. По комплексу ГИС коллектора нефтенасыщенны на 7 поднятиях (залежи 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7), в пределах поднятия 8 - фациально замещены, по данным бурения скважины 93 и в пределах залежей 9, 10 коллектора водонасыщенны, по данным бурения скважин 3ct, 37р.

Залежь 1 представляет собой локальное поднятие антиклинального типа, осложненное выступом фундамента в центральной части. Восточная периклинальная часть структуры (район скважин 31, 78), ограничена малопротяженным, малоамплитудным тектоническим нарушением f₁.

В пределах залежи пробурены скважины 1, 6сд, 7, 30, 31, 32, 33, 35, 70, 71, 72, 77, 78, 79, 85.

По комплексу ГИС коллектора в скважинах 1, 31, 32, 70, 71, 72, 78, 79 нефтенасыщенны, в скважинах 7, 33, 35, 77, 85 нефтеводонасыщенны, в скважинах 6сд и 30 водонасыщенны.

Продуктивность горизонт М-I установлена опробованием скважин (1, 7, 30, 31, 32, 33, 35, 70, 71, 72, 77, 78, 79, 85).

В пределах залежи минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1127,8м (скв.32), максимальная отметка на принятом контуре нефтеносности минус 1147,6м. ВНК по залежи принят на отметке минус 1147,6м, как среднеарифметическое значение нижних отметок нефти и высоких отметок воды по ГИС. Высота залежи равна 19,8м.

Площадь нефтеносности залежи с учетом принятого водонефтяного контура составляет 3563,2 тыс. м².

По типу резервуара залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная.

Залежь 2 расположена к северо-востоку от залежи 1 и отделена от неё седловиной. Структура представляет собой брахиантиклинальную сквладку.

Горизонт вскрыт всеми скважинами пробуренными в пределах структуры. По комплексу ГИС коллектора в скважинах 9а, 12, 17, 18, 19, 23, 24, 25 нефтенасыщенны, 3с, 8, 12д, 22, 76 - нефтеводонасыщенны, в скважине 14 – водонасыщенны.

Продуктивность горизонта установлена опробованием скважин 8, 9а, 12, 12д, 17, 18, 19, 22, 23, 24, 25.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1125,5м (скв.9а), максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1146м. По залежи 2 ВНК принят на абсолютной отметке минус 1146м,что соответствует нижней отметки нефтеносного коллектора в скважине 12 и не противоречит данным опробования.Высота залежи 20,5м.

С учетом принятого водонефтяного контакта площадь нефтеносности залежи составляет 1985,7 тыс.м².

По типу резервуара залежь относится к пластовой, сводовой.

Залежь 3 расположена северо-восточнее от поднятия 2. Структура представляет собой антиклинальную складку, вытянутую с юга на север.

Горизонт вскрыт всеми скважинами, пробуренными в пределах поднятия.

По ГИС коллектора в скважинах 13, 20, 26, 41, 42, 45, 46, 48, 49 нефтенасыщенны, в скважинах 16, 43, 47 - нефтеводонасыщенны, в скважине 15 – водонасыщенны.

Продуктивность горизонта установлена опробованием скважин 13, 15, 16, 20, 26, 41, 42, 43, 45, 46, 47,48, 49.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1109,2м в скважине 48, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1140м, высота залежи равна 30,8 м. ВНК принят по нижней отметке нефтеносного пласта на отметке минус 1140м,что соответствует нижней отметке нефти по ГИС в скважине 16.

При принятом ВНК площадь нефтеносности залежи составляет 2082 тыс. м².

По типу резервуара залежь пластовая, сводовая.

Залежь 4 расположена к западу от поднятия 3. Структура локального поднятия представляет собой брахиантиклинальное складку, осложненную тектоническим нарушением f₂.

По ГИС коллектора в скважинах 5с, 50, 52, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 65, 66, 69, 81 нефтенасыщенны, в скважинах 10с, 55, 63, 64, 67, 68 – нефтеводонасыщенны.

Продуктивность горизонта М-I установлена опробованием скважин 10с, 50, 52, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 65, 66, 67, 68, 81.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1127,7м (скв.58), максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1148,3м. Высота залежи - 20,6м. С учетом вышеизложенного значение водонефтяного контакта принято на отметке минус 1148,5м, как среднеарифметическое значение нижних отметок нефти и высоких отметок воды по ГИС.

С учетом принятого ВНК площадь нефтеносности составляет 4133,4 тыс. м². Залежь пластовая, сводовая.

Залежь 5 – локальная антиклинальная структура, выявлена в северной части центрального участка месторождения, в пределах которой установлена нефтяная залежь.

В пределах структуры пробурено 13 скважин (5, 27, 28, 29, 94, 95, 96, 97, 98, 300, 301, 302, 303).

По комплексу ГИС коллектора в скважинах 5, 29, 94, 95, 98, 300, 301, 302, 303 нефтенасыщенные, в скважинах 27, 28, 96, 97 нефтеводонасыщенные.

Продуктивность горизонта установлена опробованием скважин 5, 27, 28, 29, 94, 95, 96, 97, 98, 300.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора от минус 1086,1м (скв.301), максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1102,2 м, высота залежи равна 16,1м. С учетом вышеизложенного по залежи уровень ВНК принят на отметке 1102,2м, что соответствует разделу нефть-вода в скважине 27.

С учетом принятого водонефтяного контакта площадь нефтеносности залежи составляет 3339,9 тыс. м².

Залежь пластовая сводовая

Залежь 6 расположена в пределах локального поднятия 6, которое выявлено в результате сейсмических исследований. В пределах залежи пробурены скважины 8с и 21.

По данным ГИС коллектора в скважинах 8с и 21 нефтеводонасыщенны.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1133,9м, максимальная отметка на условном контуре нефтеносности минус 1137,1м, высота залежи 3,2м. Условный контакт нефть-вода по залежи принят по нижней отметке нефтяного коллектора минус 1137,1м в скважине 8с по ГИС.

Площадь залежи в пределах условного контура нефтеносности составляет 2399,1 тыс.м².

Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая.

Залежь 7. В пределах залежи пробурены 2 скважины 91 и 92. По комплексу ГИС в скважине 91 коллектора нефтенасыщенны, в скважине 92 - фациально замещены.

Опробование горизонта не проводилось.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1074,4м, максимальная отметка на УКН минус 1079м, высота залежи 4,6м. ВНК принят условно на отметке минус 1079м,котораясоответствует нижней отметки нефтеносного коллектора по ГИС в скважине 91.

Площадь залежи в пределах условного контура нефтеносности составляет 241,1 тыс.м² .

Залежь пластовая, сводовая.

Горизонт М-II. Горизонтраспространенв пределах10 локальных антиклинальных структур. Горизонт нефтеносен в пределах залежей 3, 4, 5, 7 структур, в пределах залежей 1, 2, 6, 8, 9, 10 коллектора водонасыщенные.

Ниже приводится геологическая модель по каждой нефтяной залежи.

Залежь 3. В пределах локального поднятия пробурены 3 скважины 13, 15, 48. Горизонт на полную толщину вскрыт в скважине 15. В скважине 48 по ГИС коллектора нефтеводонасыщенны, в скважинах 13, 15- водонасыщенны. Продуктивность горизонта опробованием не установлена.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1131,9м (скв.48), максимальная отметка минус 1133,9м, высота залежи 2м. ВНК принят на абсолютной отметке 1133,9м.

Площадь нефтеносности с учетом принятого водонефтяного контакта составляет 260,7 тыс.м².

Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая.

Западный участок

К юрским горизонтам приурочены залежи нефти ограниченные тектоническими нарушениями и по типу резервуара относится к пластовым, тектонически-экранированным. Поверхность юрских отложений разбита тектоническими нарушениями на 7 блоков (I, II, III, IV, V, VI, VII).

По данным комплекса ГИС, опробования установлены нефтенасыщенные коллектора в горизонтах: Ю-0, Ю-0′, Ю-I (пласты А, Б), Ю-II (пласты А, В), Ю-III (пласты А, Б, В), приуроченные к отложениям верхней юры и один горизонт Ю-IV к нерасчлененным нижнесреднеюрским отложениям.

Горизонты Ю-0, Ю-0′ и Ю-III (пласт В) впервые выявлены по обработке ГИС в новых скважинах.

Горизонт Ю-0. В стратиграфическом отношении горизонт приурочен к акшабулакской свите верхней юры. Литологически горизонт представлен пестроцветными глинами и алевролитами с прослоями слабосцементированного песчаника. Залежь нефти пластовая, литологически и тектонически-экранированная.

С горизонтом Ю-0 связана нефтяная залежь, распространенная в пределах I, II, III, V блоков.

Коллектора горизонта по комплексу ГИС нефтенасыщенны в скважинах 5, 100, 101, 103, 104, в скважинах 6, 102, 109 – водонасыщенны, в скважинах 1, 3, 7, 105, 106, 107, 110 – фациально замещены.

Продуктивность горизонта установлена опробованием в скважине 104, в которой из интервала 1601,5-1605,3м получен приток безводной нефти дебитом 9 м³/сут.

Минимальные отметки кровли нефтенасыщенного коллектора по блокам составляют:

Блок I минус 1571,3м

Блок II минус 1493,1м. Условный водонефтяной контакт принят на отметке минус 1495м по нижней отметке нефтенасыщенного пласта в скважине 103.

Блок III, минус 1538,1м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1545,5м, соответствующей нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 101.

Блок V минус 1525,4м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1528,1м, по нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 104 и не противоречит данным опробования.

Максимальные отметки на контуре нефтеносности в блоке I минус 1578м, в блоке II минус 1495м, в блоке III минус 1545,5м, в блоке V минус 1528,1м. Высота залежей составляют: блок I – 6,7м, блоке II – 1,9м, блоке III – 7,4 м, блоке V – 2,7м.

Площадь в пределах условного контура нефтеносности составляет 656,1 тыс.м², в том числе по блоку I - 116,3 тыс.м², по блоку II -133,1 тыс.м², по блоку III - 281 тыс.м², по блоку V –125,7 тыс.м².

Горизонт Ю-0^/. Горизонтпо ГИСвыделен в скважине 103, расположенной в блоке II.

Залежь с севера, востока и юга ограничена сбросами и с запада контурными водами.

Продуктивность горизонта опробованием не установлена.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1505,3м, максимальная на УКН минус 1507,2м, высота залежи равна 1,9м.

Условный контур нефтеносности принят на минус 1507,2м по нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 103.

Площадь в пределах условного контура нефтеносности составляет 100,4 тыс.м².

Горизонт Ю-I

В стратиграфичеком отношении горизонт приурочен к отложениям верхней юры верхнекумкольской подсвиты.

Литологически горизонт представлен переслаиванием глин, глинистых алевролитов и слабосцементированных песчаников.

По результатам попластовой корреляции в разрезе горизонта Ю-I выделены два самостоятельных продуктивных пласта А, Б, разделенные глинистой толщей. Залежи нефти горизонта пластовые, литологически и тектонически-экранированные.

Пласт А. С пластом связана нефтяная залежь, распространенная в пределах II, III блоков. В блоках I, IV, V, VI, VII, коллектора фациально замещены.

Коллектора по комплексу ГИС в блоках II, III нефтенасыщенны в скважинах 1, 5, 6, 101, 103, 107, в скважинах 102, 109 – фациально замещены.

Продуктивность установлена опробованием в скважине 1

Минимальные отметки кровли нефтенасыщенного коллектора в блоке II минус 1567,5м, в блоке III минус 1597,8м; максимальные отметки на контуре нефтеносности минус 1582,5м в блоке II, минус 1615,1м в блоке III. Высота залежей составляют в блоке II -15м, в блоке III – 17,3м.

По блоку II Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1582,5м, соответствующий нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 6.

По блоку III Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1615,1м по нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 101.

Площадь нефтеносности пласта с учетом принятого уровня УКН составляет 899 тыс.м², в том числе по блоку II – 504,3 тыс.м², по блоку III – 394,7 тыс.м²_.

Пласт Б. В пределах структуры нефтенасыщенные коллектора по пласту по ГИС установлены в блоках: II, III, IV, в пределах блоков I, V, VI, VII коллектора водонасыщенны или фациально замещены.

Продуктивность пласта опробованием не установлена.

Блок II. Залежь с востока ограничена сбросами F₁, F₂, с севера f₄, с юга, запада на ограниченных участках контурными водами.

Пласт Б по ГИС нефтенасыщен в скважине 107, в скважинах 6, 102, 103 замещен и в скважине 110 водонасыщен.

В пределах блока II минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1606м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1606,5м, высота залежи равна 0,5м.Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1606,5м, по нижней отметке нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скважине 107.

Площадь в пределах условного контура нефтеносности составляет 59,8 тыс.м².

Блок III. В блоке пласт Б вскрыт в скважинах 1, 5, 101, 109. По комплексу ГИС коллектора пласта в скважине 1 нефтенасыщенны, в скважинах 101, 109 водонасыщенны, в скважине 5 коллектора фациально замещены.

Залежь с востока ограничена сбросом F₂, с севера F₃, с юга f₄, на западе контурными водами.

В пределах блока III минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1631,7м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1635,8м, высота залежи равна 4,1м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1635,8м, что соответствует нижней отметке нефти в скважине 1.

Площадь условного контура нефтеносности в пределах блока III составляет 290,4 тыс.м².

Блок IV. В блоке пробурена одна скважина 7, в которой по комплексу ГИС коллектора нефтенасыщенны. Залежь с востока ограничена сбросом F₁, с запада и юга F₂, с севера f₄.

В пределах блока IV минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1605,1м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1606,8м, высота залежи равна 1,7м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1606,8м, что соответствует нижней отметке нефти по ГИС в скважине 7.

Площадь условного контура нефтеносности в пределах блока IV составляет 283,8 тыс.м².

Горизонт Ю-II

В разрезе горизонта Ю-II выделены три самостоятельных пласта А, Б, В, разделенные глинистыми толщами. Залежи нефти горизонта пластовые, литологически и тектонически-экранированные.

Пласт А. К пласту А приурочена нефтяная залежь, получившая развитие в пределах I, IV блоков. Залежь блока I с севера ограничена сбросом f₅,с востока зоной замещения, с запада контурными водами, залежь блока IV с востока сбросом F₁, запада сбросом F₂, с севера f₄.

Коллектора пласта по комплексу ГИС в блоке I нефтенасыщенны в скважинах 3, 7, 100, в скважине 10 - фациально замещены, в блоке IV нефтенасыщенны в скважине 7.

Продуктивность пласта установлена опробованием в скважинах 3, 7.

В пределах блока I минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1697,5м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1716,3м, высота залежи равна 18,8м. Условный контур нефтеносности принят на абсолютной отметке минус 1716,3м, что соответствует нижней отметке нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скважине 100.

В пределах блока IV минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1618,9м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1619,9м, высота залежи равна 1м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1619,9м, что соответствует нижней отметке нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скважине 7.

Площадь условного контура нефтеносности в пределах блока I составляет 284,6 тыс. м², блока IV – 230,6 тыс. м².

Пласт Б. К пласту приурочена нефтяная залежь, распространенная в пределах блока I. Залежь блока I с севера, восток и юга ограничена сбросом f₅, с запада подпирается контурными водами.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1709,7м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1710,7м, высота залежи равна 1м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1710,7м, что соответствует нижней отметке нефти по ГИС в скважине 3.

Площадь условного контура нефтеносности составляет 106,8 тыс. м².

Пласт В. К пласту приурочена нефтяная залежь, распространенная в пределах II, IV блоков.

Коллектора пласта в пределах блоков по комплексу ГИС нефтенасыщенны в скважинах 6, 7, 103, в скважине 110 – водонасыщенны, в скважине 102 - фациально замещены.

Продуктивность пласта установлена опробованием в скважинах 6, 7.

В пределах блока II минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1631,8м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1662,3м, высота залежи равна 30,5м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1662,3м, что соответствует нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 6 и не противоречит данным опробования.

В пределах блока IV минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1649,3 м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1656,3 м, высота залежи равна 7 м. Условный контур нефтеносности принят по нижней отметке нефтеносного пласта на отметке минус 1656,3 м,что соответствует нижней отметке нефти по ГИС в скважине 7 и не противоречит данным опробования.

Площадь условного контура нефтеносности в пределах блока II составляет 530,8 тыс. м², блока IV – 145,3 тыс. м².

Горизонт Ю-III

В разрезе горизонта Ю-III выделены три самостоятельных продуктивных пласта А, Б, В, разделенные глинистыми толщами. Залежи нефти горизонта пластовые, литологически и тектонически-экранированные.

Пласт А. К пласту приурочена нефтяная залежь, распространенная в пределах I, III блоков.

Залежь блока I с севера, восток и юга ограничена сбросом f₅, с запада подпирается контурными водами, блока III с севера сбросом F₃, с востока сбросом F₂, с юга сбросом f₄ и с запада контурными водами.

Коллектора пласта в пределах нефтеносных блоков по комплексу ГИС нефтенасыщенны в скважинах 1, 3, 5, в скважинах 10, 100, 101 водонасыщенны, в скважине 109 - фациально замещены.

В пределах блока II минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1747,4м, максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1757,7 м, высота залежи равна 10,3 м. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1757,7 м, что соответствует середине расстояния между нижней отметкой нефти по ГИС в скважине 3 и высокой отметкой воды в скважине 100.

В пределах блока III минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1692м (скв.5), максимальная отметка на условном контуре нефтеносности минус 1702,7м, высота залежи равна 10,7м.Условный контур нефтеносности принят на абсолютной отметке минус 1702,7м, что соответствует нижней отметке нефти по ГИС в скважине 1 и не противоречит данным опробования.

Площадь условного контура нефтеносности в пределах блока II составляет 248,9 тыс. м², блока III – 540,3 тыс. м².

Пласт Б. К пласту приурочена нефтяная залежь, распространенная в пределах II блока. Залежь ограничена с востока сбросом F₁, с севера сбросом f₄, с юга, запада контурными водами.

Коллектора пласта по комплексу ГИС во II блоке нефтенасыщенны в скважине 103, в скважине 6 коллектора нефтеводонасыщенны, в скважину 102 – водонасыщенны, в скважинах 110 – фациально замещены.

Продуктивность пласта установлена опробованием в скважинах 6, 103.

Минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1671,8м (скв.103), максимальная отметка на контуре нефтеносности минус 1685,7м, высота залежи равна 13,9м. ВНК принят на отметке минус 1685,7м, что соответствует положению раздела нефть-вода по скважине 6 и не противоречит данным опробования

Площадь нефтеносности с учетом принятого водонефтяного контакта составляет 343,9 тыс. м².

Пласт В. К пласту приурочена нефтяная залежь, распространенная в пределах I, II блоков. Залежь блока I ограничена с востока сбросом f₅, с севера, юга зоной литолого-фациального замещения, с запада контурными водами, блока II - с севера зоной замещения, с востока сбросом F₁, с юга и запада контурными водами.

Коллектора пласта по комплексу ГИС нефтенасыщенны в скважинах 100, 110, в скважинах 1, 3, 6, 10, 102, 103 коллектора фациально замещены.

Продуктивность пласта установлена опробованием в скважине 100, где при опробовании интервала 1888,5-1896м получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 36 м³/сут на 5мм штуцере.

В пределах блока I минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1805,3м, максимальная отметка на условном контуре нефтеносности минус 1812,7м, высота залежи равна 7,4м. Условный конур нефтеносности принят на отметке минус 1812,7м, что соответствует нижней отметке нефти по данным ГИС и нижней отметке перфорации в скважине 100.

В пределах блока II минимальная отметка кровли нефтенасыщенного коллектора минус 1765,9м, максимальная отметка на условном контуре нефтеносности минус 1767м, высота залежи равна 1,1м. Условный конур нефтеносности принят на отметке минус 1767м, что соответствует нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 110.

Площадь условного контура нефтеносности в пределах блока I составляет 235,2 тыс. м², блока II – 325,3 тыс. м².

Горизонт Ю-IV

Горизонт Ю-IV приурочен к нерасчлененным нижнесреднеюрским отложениям, в литологическом отношении сложен аргиллитовидными глинами, песчаниками. Залежи нефти горизонта пластовые, литологически и тектонически-экранированные.

Коллектора горизонта по комплексу ГИС нефтенасыщенны в пределах блока I в скважине 102, в скважине 3 – нефтеводонасыщенны. На блоке III нефтеносны два участка разделенные зоной замещения в районе скважин 101 и 109. В скважинах 100, 103, 104 и 110 по ГИС выделены водоносные пласты. В скважинах 1, 105, 106,107 коллекторы фациально замещены.

Залежь блока I с востока, юга ограничена сбросом f₅, с запада контурными водами, залежь блока III с юга сбросом f₄,севера сбросом F₃, востока F₂ и зоной литолого-фациального замещения разделена на 2 части.

Продуктивность горизонта установлена опробованием в скважине 109.

Блок I. Прямой ВНК по комплексу ГИС не установлен. В скважинах 3, 102 по данным ГИС вскрыты чисто нефтенасыщенные коллектора, в скважине 100 водонасыщенные. Нижняя отметка нефтенасыщенного коллектора минус 1925,4м в скважине 3, верхняя водонасыщенного коллектора минус 1943,3м в скважине 100. Условный контур нефтеносности принят на отметке минус 1925,4м, что соответствует нижней отметке нефтенасыщенного коллектора в скважине 3.

Горизонт в пределах блока не опробован.

Блок III. В пределах III блока установлены две линзовидные залежи. Прямой контакт нефть-вода по данным ГИС установлен в скважине 101 на отметке минус 1906,5м. В скважине 109 при опробовании получен приток нефти с водой, нижнее отверстие перфорации соответствует отметке минус 1890,8м.

ВНК принят в районе скважины 101 на отметке минус 1906,5м, соответствующей разделу нефть-вода по данным ГИС.

Площадь нефтеносности с учетом принятого водонефтяного контакта в пределах блока I составляет 130,3 тыс. м², блока III – 363,8 тыс.м².

Схема обоснования ВНК по горизонтам представлена в (гр.прил 3,4).

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: