|
|
в районе скважины 8665 и залежь в районе скважины 1625д, которые расположены в непосредственной близости к разломам кристаллического фундамента.
Рассмотрим более детально.
Скважина 8665 пробурена в 1982 году (самая ранняя скважина на этой залежи), удлинение на глубину кровли пласта (а.о.-1534,9м) составило 11,7 м. По ГИС ВНК отмечается четко на абсолютной глубине минус 1542м. УЭС нефтенасыщенного пласта изменяется от 6,5 до 12 Ом*м. Нижняя дыра перфорации находится на абсолютной глубине минус 1540,9 м, получена нефть с водой. Дата ввода в эксплуатацию -март 1982г, скважина практически сразу начала работать с обводнением 66,2 %, что говорит о близости текущего ВНК к отметке нижней дыры перфорации.
Аналогичная картина прослеживается в соседних перфорированных скважинах №№ 19940, 19941, пробуренных в 1990 гг.
ВНК по этим скважинам по результатам испытания пластов-коллекторов можно принять на абсолютной отметке минус 1542 м (по скважинам 8665,19939).
При проведении детальной корреляции разрезов скважин №№ 1620D, 8665, 19940, 19941, 19942, 1625д и последующего анализа толщин было выявлено, что в скв.8665 расстояние от кровли фундамента до кровли пласта составляет 13м, в остальных скважинах данное расстояние характеризуется высокой степенью выдержанности (20,5-26,9м). В скв. 8665 отсутствует нижний интервал геологического разреза, что обусловлено пересечением скважиной тектонического нарушения.
Неучет данных факторов также может привести к ошибкам в построении геологической модели.
Совсем иная картина наблюдается в скважине 1625д.
Скважины 1625д, 19942 расположены гипсометрически ниже с отметками кровли пласта минус 1541.1, минус 1544.8 м соответственно.
Скважина 1625д пробурена в 1988 году, удлинение на глубину кровли пласта (а.о.-1541,1м) составило 19,3 м. Нижняя дыра перфорации находится на глубине минус 1545,1 м, дебит безводной нефти составил 12,4 т/сут. Дата ввода в эксплуатацию -апрель 1988г, скважина до сих пор работает без обводнения.
В скв.1625д ВНК по ГИС не отбивается. Если учесть, что безводная нефть получена на глубине минус 1545,1 м, средняя мощность переходной зоны Ромашкинского месторождения меняется в пределах 4 м, то УПУ по скважине 1625д получается на абсолютной глубине минус 1549 м.
Таким образом, залежь разделена на тектонические блоки, в результате чего в отметках водонефтяных контактов между соседними скважинами отмечается разница, равная 6 м. При разноуровневом
108
|
