В настоящее время большинство крупных разрабатываемых газовых месторождений Западной Сибири вошло в стадию падающей добычи. В таких условиях все большую актуальность приобретает задача освоения газового потенциала трудноизвлекаемых запасов туронских отложений, промышленная эксплуатация которых в настоящее время не ведется.
Рассмотрены вопросы обоснования параметров пласта Т Харампурского месторождения по данным длительной отработки скважин, гидродинамических и геофизических исследований, гидродинамического моделирования с целью уточнения продуктивных характеристик залежи. Для туронских продуктивных отложений характерны наличие высокой макро- и микро-неоднородности, невыдержанность эффективных толщин по вертикали и латерали вследствие невыдержанности глинистых прослоев по толщине и литологическому составу. Коллектор туронской залежи в основном представлен глинистой фракцией и мелкозернистым алевролитом. Условия залегания пласта и литолого-фациальная характеристика залежи объясняют фильтрационные осложнения при вовлечении пласта в разработку и затрудняют определение его фильтрационно-емкостных свойств.
Обоснованы предельные физичные и оптимальные, с точки зрения наилучшей сходимости результатов комплекса методов, фильтрационно-емкостные параметры пласта. Оценены потенциал добычи и риски при проектировании разработки залежи, уточнены принятые петрофизические зависимости. Скорректирован план мероприятий при проведении гидродинамических исследований скважин. Показаны целесообразность выполнение расширенного комплекса геофизических исследований скважин и необходимость применения альтернативных методик интерпретации данных.
Результаты анализа целесообразно использовать при настройке петрофизических алгоритмов, лежащих в основе обоснования емкостных и фильтрационных параметров модели.
