Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность

Распространение залежей в той или иной части разреза контролируется наличием в разрезе глинистых покрышек, способных удерживать скопления углеводородов. Наиболее крупная по размерам и величине запасов залежь приурочена к верхней части сеноманских отложений (пласт ПК1), которая содержит 63 % от суммарных по месторождению запасов углеводородов. На Комсомольском месторождении залежь сеноманской продуктивной толщи вскрыта на глубинах 851,8-1050,2 м (а.о. минус 796,8 – 915,6 м). По своему строению она идентична одновозрастным залежам не только месторождений Надым-Пурской, но и других нефтегазоносных областей (НГО) севера Тюменской области.
Высокие коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта ПК1 определяют высокую продуктивность скважин. При испытании газонасыщенных интервалов в разведочных скважинах рабочие дебиты на шайбе 22 мм изменялись от 240 до 705 тыс.м3/сут, при депрессиях на пласт 0,19-0,26 МПа. Расчетные значения абсолютно свободного дебита составляли порядка 450 – 7000 тыс.м3/сут.
При разведке продуктивность залежи изучена по данным испытания 26 скважин. Данными испытаний залежь по площади изучена достаточно равномерно (приложение 3).
Сеноманская газовая залежь по типу является массивной водоплавающей и объем ее определяется кровлей сеноманских коллекторов и поверхностью газоводяного контакта.
Уровень ГВК сеноманской залежи Комсомольского месторождения по материалам бурения и испытания поисково-разведочных и эксплуатационных скважин устанавливается на отметках минус 914 – 924 м, в том числе в пределах Северного купола на а.о. минус 915 – 924 м, Западного купола — на а.о. минус 915 – 919 м, Центрального купола — на а.о. минус 914 – 918 м, Восточного купола — на а.о. минус 914 – 918 м.