Тиманская нефтегазоносная область

 Ярегское титано-нефтяное месторождение расположено на территории Республики Коми, вблизи г. Ухта. Открыто в 1932 г., с 1932 г. разрабатывается шахтным способом . Приурочено к брахиантиклинальной складке, входящей в состав Ухто-Ижемского вала Тиманской гряды. 

 Брахиантиклиналь по поверхности среднедевонских отложений достигает площади около 80 км², имеет северо-западное простирание,     асимметричная - северо-восточное крыло круче (до 3⁰) юго-западного (1 – 2⁰). Осложнена несколькими куполовидными поднятиями. Брахиантиклиналь расположена над одним из опущенных блоков рифейского фундамента. В разрезе месторождения установлены рифейские, девонские и антропогеновые отложения. Рифейские породы представлены интенсивно дислоцированными сланцами с корой выветривания, на которой трансгрессивно залегают среднедевонские отложения. Их базальная часть – основной продуктивный горизонт – представлена чередованием кварцевых песчаников, аргиллитов, алевролитов, конгломератов с преобладанием песчаников с размером зерен 0,25 – 0,05 мм. Аргиллиты залегают в виде линз и прослоев мощностью от долей миллиметра до 10 м и более, конгломератовидные разности – в кровле и подошве горизонта. Песчаники характеризуются открытой пористостью до 14 – 18%. Глубина залегания кровли продуктивных песчаников среднего девона 150 - 200 м, мощность достигает 90 м. Локальной покрышкой являются перекрывающая продуктивную часть среднего девона глинистая пачка с тонкими прослойками тонкозернистых битуминозных песчаников и алевролитов общей мощностью 6 – 12 м и туффито-диабазовая толща мощносью около 40 м, относимые к раннефранскому возрасту. Основная залежь нефти – пластовая сводовая с элементами литологического ограничения. Нефть тяжелая (ρ = 0,94 г/см³), вязкая (5,2 Па с), нафтеново-ароматическая, сернистая (S = 1,41%), с содержанием парафина до 2,7% .    

 

Волго-Уральская НГП

Южно-Татарская нефтеносная область

Ромашкинское нефтяное месторождение-гигант      является самым крупным по запасам нефти месторождением России и одним из крупнейших нефтяных месторождений мира. Оно приурочено к крупной пологой куполовидной структуре, расположенной на южной вершине Татарского свода. На западе структура месторождения отделяется узким и крутым прогибом меридионального простирания от Акташско-Новоелоховского вала, с которым связано Акташско-Поповско-Новоелоховское месторождение-гигант. Площадь Ромашкинского месторождения значительная, размеры 65 х 70 км, амплитуда по фундаменту и девонским отложениям составляет 50 м. Мощность отложений чехла 1700 м. Разведка Ромашкинского месторождения проводилась с 1933 г. и велась в основном на пермские отложения. В 1948 г. скважина №3, заложенная в своде структуры, дала мощный фонтан нефти из отложений франского яруса девона. С этого времени начата разведка девонских отложений месторождения, показавшая, что контур нефтеносности по девону выходит далеко за пределы структур, закартированных по отложениям перми и карбона, Основные залежи нефти на Ромашкинском месторождении связаны с терригенной толщей девона и в меньшей степени нижнего карбона. Установлена также промышленная нефтеносность карбонатных коллекторов девона и карбона. Основная нефтяная залежь месторождения приурочена к пласту Д_I, залегающему на глубине 1100 м и стратиграфически приуроченному к пашийскому горизонту франского яруса верхнего девона. Пласт Д_I представлен кварцевыми песчаниками и алевролитами и характеризуется чрезвычайно сложным строением. На небольшом расстоянии отдельные горизонты выклиниваются или значительно увеличиваются в мощности, сливаясь в единый пласт. Всего в разрезе пласта Д_I выделяют пять нефтенасыщенных горизонтов (а, б, в, г, д). Суммарная мощность коллекторских горизонтов пласта Д_I колеблется от нескольких метров до 30 – 50 м. Пористость песчаников изменяется от 15 до 26%, проницаемость от 40 до 2000 µD. Начальное пластовое давление составляет 175 кГ/см². Некоторые скважины дают из пласта Д_I до 400 т/сут. нефти. На отдельных участках северо-западной части месторождения залежи пласта Д_I сливаются с залежами пласта Д₀ кыновского горизонта верхнего девона. Кыновский горизонт представлен песчаниками и алевролитами и распространен в основном в северо-западной части структуры на Миннибаевской, Северо-Альметьевской, Березовской и, отчасти, Чишминской промысловых площадях.

Нередко нижние прослои основного горизонта Д_I сливаются с нижележащим промышленно нефтеносным песчаным пластом Д_II старооскольского горизонта живетского яруса верхнего девона. Для пласта Д_II характерно замещение по простиранию глинистыми разностями. Ниже пласта Д_II выявлен промышленно нефтеносный пласт Д_III старооскольского горизонта живетского яруса. Он также представлен песчано-алевролитовыми породами, замещающимися по простиранию непроницаемыми разностями.

Самыми древними породами месторождения, содержащими нефть, являются алевролиты воробьёвского горизонта живетского яруса, выделенные в пласт Д_IV. Нефтегазоносность этого пласта доказана, но изучена недостаточно.

В терригенном девоне преобладают пластовые сводовые, реже встречаются антиклинальные литологически ограниченные залежи. Начальный режим залежей упруго-газонапорный. Плотность нефти колеблется от 0,796 до 0,865 г/см³. Содержание серы 0,84 – 0,95%, парафина 3,6 – 5%. В растворенном газосодержание метана 30 – 40%, тяжелых УВ 25 – 50%. В терригенной толще карбона преобладают антиклинально-литологические залежи. Плотность нефтей 0,891 – 0,924 г/см³; содержание серы 0,95 – 4,12%, парафина до 3,3 %. В пределах карбонатных толщ девона и карбона развиты залежи, связанные с локальными участками повышенной пористости известняков. Газовый фактор в пределах месторождения колеблется от 40 до 70 м³/т.

Продолжено изучение карбонатных отложений девона и карбона, а также терригенных горизонтов карбона. Установлена нефтеносность в карбонатных коллекторах фаменского и турнейского ярусов, в песчаниках и алевролитах яснополянского надгоризонта и известняках башкирского и верейского горизонтов.

 

Оренбургское газоконденсатное месторождение, открытое в 1968 г., расположено в 10 км к югу от г. Оренбурга Оно приурочено к одноименному валу, выявленному сейсмическими исследованиями по опорному горизонту, отождествляемому с кровлей продуктивной толщи и подтвержденному глубоким бурением. Локальные поднятия, осложняющие вал, подтверждены бурением.

Доказана продуктивность нижнепермских карбонатных отложений, а также карбонатных пород верхнего и среднего карбона.

Газ находится в нижнепермских отложениях – нижней части кунгура (Р₁kg) – филипповском горизонте, сакмарско-артинской толще, каменноугольных отложениях, представленных главным образом карбонатными породами (известняками, плойчатыми доломитами и др.), в составе которых выделяются прослои пористых и трещиноватых известняков, чередующихся с более плотными разностями. Глубина залегания продуктивной толщи 1200-1900 м.

Покрышкой залежи являются каменная соль и ангидриты кунгурского яруса мощностью 480-1290 м. Залежь массивная, высотой 528 м, с нефтяной оторочкой. Наиболее высокое возможное положение границы раздела газ-нефть принято на отметке -1750 м, а границы нефть-вода на отметке -1770 м. Залежь характеризуется аномально высоким пластовым давлением и сравнительно низкой температурой в сводовой части залежи: на отметке -1226 м пластовое давление 19,84 МПа, температура +27⁰С.

Абсолютно свободные дебиты газа в скважинах варьируют от 100 до 835 тыс. м³/сут. Газ содержит 81,5-83% метана. Содержание газоконденсата около 125 см³/м³. Установлено наличие сероводорода от 1,3 до 4,5%, азота 2,4-7,6%, углекислого газа 1,0-3,2%.

Наряду с газоносностью на Оренбургском валу отмечены многочисленные признаки нефтеносности, указывающие на возможность открытия здесь залежей нефти в карбоне и девоне. Перспективы газоносности связываются нефтегазоносным комплексом пермских отложений, главным образом с его нижним отделом.

 

Астраханское газоконденсатное месторождение находится в юго-западной части Прикаспийской впадины, в 70 км к северу от г. Астрахань. Приурочено к крупной локальной структуре (Астраханское поднятие), которая осложняет Астраханский выступ(175х150 км при амплитуде 4 км) в юго-западной части Астраханско-Актюбинской зоны поднятий докембрийского (?) фундамента.

Месторождение связано в основном с известняками башкирского яруса среднего карбона. Сверху подсолевой разрез начинается с изолирующей сульфатно-терригенной толщи кунгурского и кремнистых аргиллитов артинского возраста. Ниже залегают органогенные известняки (коллекторы) мелекесского, прикамского, северо-кельтменского и краснополянского горизонтов. Под ними находится непроницаемая толща плотных известняков основания краснополянского и Михайловского горизонтов, которые подстилаются коллекторами – известняками и доломитами алексинского горизонта нижнего карбона. Наилучшими коллекторами являются известняки северо-кельтменского горизонта. Суммарная мощность коллекторов 50-90 м.

Выше подсолевых отложений наблюдается обычный для Прикаспийской впадины разрез кунгурской соленосной толщи, достигающей в ядрах соляных куполов мощности до 3300 м. Межкупольные прогибы выполняет преимущественно терригенная верхняя пермь мощностью 2800 м, на которой с несогласием отложились осадки мезозоя и кайнозоя.

Астраханское поднятие имеет площадь 2760 км², амплитуду 300 м. Его плоская вершина (2050 км²) на уровне глубин 3900 м осложнена мелкими локальными эрозионно-тектоническими поднятиями протяженностью до 10 км.

 Залежь сводовая пластовая; пористо-кавернозные породы с высокой проницаемостью образуют линзы и занимают сравнительно небольшой объем; распространены системы вертикальных и горизонтальных трещин. Дебиты скважин от 80 до 800 тыс.м³/сут. Состав газа (%): УВ 50-55, сероводород 20-24, углекислый газ 20-22, азот до 3. ГВК установлен на глубине примерно 4100 м.

 

Шельф Каспийского моря

По состоянию на 01.01.2004 г. Государственным балансом запасов полезных ископаемых учтены запасы нефти и газа на семи месторождениях, в том числе на пяти нефтегазоконденсатных (Инчхе – море, 170 км, Хвалынское, Им. Ю.Корчагина, Самарское), одно газоконденсатное (Ракушечное), одно нефтяное (Избербаш, подводная часть).

Им. Ю. Корчагина (море) нефтегазоконденсатное месторождение открыто в северной части Каспийского моря в 2000 г. поисковой скважиной, пробуренной в своде структуры Широтная. Поднятие осложнено двумя куполами – Западным и Восточным. Промышленная нефтегазоносность установлена в широком возрастном диапазоне – от палеогена до батского века средней юры. Верхние горизонты (палеоген-апт) преимущественно газоносны, неоком-волжские пласты – газоконденсатонефтяные залежи. Максимум продуктивности приходится на отложения неокома. По запасам извлекаемой нефти и газа месторождение относится категории крупных; учтены также извлекаемые запасы растворенного газа и конденсата.

Залежь газа в палеогеновых отложениях залегает на глубинах 700-730 м, площадь газонасыщения - 28262 тыс. м², газонасыщенная мощность эффективная - 11,6 м, пористость открытая – 33%, коэффициент газонасыщения - 0,73. Пластовое давление 7,52 мПа.

 Залежь газа в альбских отложениях залегает на глубинах 1274-1320 м, площадь газонасыщения - 23025 тыс. м², газонасыщенная мощность эффективная – 5,2 м, пористость открытая – 27%, коэффициент газонасыщения - 0,62. Пластовое давление 13,5 мПа.

 Залежь газа в аптских отложениях залегает на глубинах 1359-1397 м, площадь газонасыщения - 13197 тыс. м², газонасыщенная мощность эффективная – 12,6м, пористость открытая – 27%, коэффициент газонасыщения - 0,62. Пластовые температура - 65,5 ⁰С, давление 15,48 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,670, содержание ТУВ - 8,28%, азота – 1,92%, углекислого газа – 0,28%.

Залежи газа и нефти в неокомских отложениях характеризуются следующими параметрами:

Залежь газа – площадь газонасыщения - 44449 тыс. м², газонасыщенная толщина - 29,7 м, пористость открытая - 24-26%, коэффициент газонасыщения - 0,74-0,79%, пластовая температура - 73⁰С. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,666, содержание ТУВ - 7, 52%, азота – 1,41%, углекислого газа – 0,32%.

 Залежь нефти – интервал глубин залегания – 1462-1501 м, площадь нефтенасыщения – 11474 тыс. м², нефтенасыщенная толщина эффективная – 10,9 м, пористость открытая - 24-25%, проницаемость 0,432 мкм², коэффициент нефтенасыщения - 0,65-0,79%, пластовая температура - 73⁰С. Характеристика нефти: ρ=0,807 г/см³, содержание серы 0,08%, парафина 9%.

 Газ растворенный в нефтях неокома идентифицируется следующими данными: пластовая температура – 71⁰С. Характеристика газа: ρ=0,761 г/см³, содержание ТУВ - 6%, азота - 0,71%, углекислого газа – 0,39%.

Нефтяные и газовые залежи в волжских карбонатных отложениях верхней юры выделены в пределах Западного и Восточного куполов месторождения Им. Ю. Корчагина

Западный купол. Залежь нефти выявлена в интервале глубин 1544-1585 м, площадь нефтенасыщения – 8775 тыс. м², нефтенасыщенная толщина эффективная – 9,5 м, пористость открытая - 19-22%, проницаемость 1,550 мкм², коэффициент нефтенасыщения - 0,7-0,87%, пластовая температура - 78⁰С. Характеристика нефти: ρ=0,819 г/см³, содержание серы - 0,07%, парафина - 6,8%.

Залежь газа Западного купола характеризуется следующими данными: площадь газонасыщения – 3325 тыс. м² , газонасыщенная толщина – 7,1 м, пористость открытая - 19%, коэффициент газонасыщения - 0,87%, пластовые температура – 77,6⁰С, давление -16,88 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,670, содержание азота – 1,34%, углекислого газа – 0,3%.

Восточный купол. Залежь нефти установлена на глубине 1550 м, площадь нефтенасыщения –1425 тыс. м², нефтенасыщенная толщина эффективная – 6 м, пористость открытая - 19%, коэффициент нефтенасыщения - 0,7-0,87%. Плотность нефти - 0,819 г/см³.

Залежь газа Восточного купола установлена в интервале глубин 1588-1585 м, площадь газонасыщения –8662 тыс. м² , газонасыщенная толщина – 17,8 м, пористость открытая - 21%, коэффициент газонасыщения - 0,81%, пластовые температура – 91⁰С, давление – 20,1 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,694, содержание ТУВ – 10,69%, азота – 1,65%, углекислого газа – 0,77% .

 

Северо-Кавказкая НГП

Индоло-Кубанская нефтегазоносная область

     Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение расположено в 125 км к западу от г. Краснодара. Нефтегазоносность установлена в 1953 г. на Анастасиевском, а позднее на Троицком участке. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения от олигоценовых до четвертичных. На Троицком участке по сравнению с Анастасиевским мощности отдельных стратиграфических подразделений увеличиваются ввиду погружения всего поднятия в юго-восточном направлении. Так, мощность четвертичных отложений меняется от 230 до 350 м, куяльницких -от 190 до 270 м, надрудных слоев – от 200 до 280 м, понтического яруса - от 360 до 680 м и так далее.

    Анастасиевско-Троицкая брахиантиклинальная складка являющаяся частью Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны, характеризуется северо-западным простиранием и погружается в юго-восточном направлении, её размер 27,5 х 2,5 км и амплитуда около 400 м. Брахиантиклинальная структура осложнена двумя вершинами – Анастасиевской и Троицкой. Углы падения крыльев составляют 10 – 14⁰. В сводовой её части устанавливается узкое ядро нагнетания, сложенное брекчиевидными породами майкопской толщи. Ядро доходит до верхнеплиоценовых отложений. Западная периклиналь структуры также осложнена диапиризмом. Здесь встречено почти изометричное жерло, сложенное брекчиевидными майкопскими породами. Однако над жерлом на образовалось самостоятельного поднятия. Оно оказалось центром, от которого радиально отходят отдельные сбросы, быстро затухающие по мере удаления от диапирового ядра.

    По мэотическим (миоцен-N₁m) и понтическим (плиоцен – N₂p) отложениям в связи с резкими колебаниями в мощностях песчаных горизонтов значительно изменяется как число, так и местоположение отдельных вершин Анастасиевско-Троицкой складки. По самым верхам плиоцена сохраняется замкнутая складка со сводовой частью в районе Анастасиевского участка. Сейсморазведка не установила наличия здесь складки по мезозойским отложениям, но дала более сложную картину. На глубинах 5500 – 6500 м было установлено нарушение, разделяющее два блока: северный опущенный с более пологим залеганием пород и южный приподнятый с более сложными условиями залегания. Эти данные свидетельствуют о значительной дисгармонии в строении над- и подмайкопских комплексов.

     На месторождении выявлено девять продуктивных горизонтов, из которых Ia, I, II и Ш газовые, IV и V – нефтегазовые и VI, VIa и VII – нефтяные. Первые четыре горизонта связаны с отложениями киммерийского и понтического ярусов, остальные – с мэотическими осадками.

Горизонт Ia содержит небольшую газовую залежь только в восточной части Троицкого участка. Основные запасы газа сосредоточены в газовой шапке IV горизонта. IV продуктивный горизонт является общим для обоих участков. Наибольшего значения (122 м) мощность горизонта достигает в северо-западной части Анастасиевской площади, постепенно уменьшаясь в юго-восточном направлении до 53 м. Горизонт залегает на глубинах 1350 – 1540 м и сложен в нижней части мощной пачков песков и песчаников мощностью 30 – 100 м и в верхней – песчаниками мощностью до 23 м. Величина эффективной мощности горизонта имеет среднее значение 10,2 м в верхней части и 41,7 м в основной песчаной части. Общая пористость колеблется от 8 до 43%, а эффективная составляет 29 – 32%. Проницаемость горизонта в газовой части меняется от 57 до 580 µD, а в нефтяной части достигает 1 D и более. Залежь IV горизонта характеризуется размерами 21 х 2,3 км. Особенность её строения – наличие огромной газовой шапки с этажом газоносности более 150 м при небольшом этаже нефтеносности. Газонасыщенность основной песчаной части 0,9, верхней песчано-глинистой части – 0,77, ГНК является единым и определен на глубине -1502 м. Газ – метановый, плотность его увеличивается с глубиной залегания горизонтов от 0,565 до 0,710. Содержание метана в в верхних горизонтах – от 95 до 99% и уменьшается до 81 – 95% в нижележащих IV и V горизонтах. В газовой шапке IV горизонта содержание конденсата 15,6 г/м³.

    На Анастасиевском участке залежь протыкается двумя выступами диапирового ядра и нарушена сбросами, не влияющими на положение ВНК и ГНК. ВНК отбивается на отметке -1521 м на Анастасиевском и на отметке -1532 м на Троицком участках.

 

Западно-Сибирская НГП

      Уренгойское газоконденсатное месторождение открыто в 1966 г. поисковой скв. № 2. Оно расположено в 50 км к западу от пос. Уренгой и в 130 км к северо-западу от пос. Тарко-Сале.

     Уренгойское поднятие было выявлено региональными геофизическими исследованиями. В 1965-1966 гг. на выявленном поднятии были поставлены площадные сейсморазведочные работы c целью поисков и подготовки структуры под глубокое бурение. Первоначально сейсморазведку провели редкой сетью профилей (5-9 х 15-34 км) в южной части предполагаемого крупного поднятия. Учитывая наметившиеся значительные размеры этого поднятия и высокую перспективность площади, до завершения сейсморазведочных работ в южной части структуры была пробурена первая скважина, которая и явилась первооткрывательницей месторождения.

      В геологическом строении месторождения принимают участие юрские, меловые, неогеновые и четвертичные отложения. Мощность осадочного чехла по данным геофизических исследований 6000-7000 м, из которых около 1500 м приходится на отложения тюменской свиты.

Месторождение приурочено к крупному антиклинальному поднятию, находящемуся в центральной части Уренгойского мегавала, и представляет собой по кровле сеномана пологую симметричную брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, осложненную двумя куполами - южным, Уренгойским, с амплитудой 220 м и северным, Ен-Яхинским, с амплитудой 80 м. Складка имеет протяженность более чем 200 км и ширину 25-30 км (рис. ). По нижнемеловому комплексу в пределах Уренгойской складки выделяется северный купол, центральная приподнятая зона, осложненная двумя куполами - северным и южным, и южный купол.

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями сеноманского, аптского, готеривского и валанжинского ярусов. Сеноманский продуктивный горизонт залегает на глубине 1040 м в своде поднятия и представляет собой толщу переслаивания песчано-алевролитовых и глинистых, пород мощностью до 218 м. Покрышкой залежи являются Глинистые породы турон-датского и палеоценового возрастов общей мощностью до 670 м. Коллекторами газа являются песчаники, пески и алевролиты. Мощность коллекторов 3-152 м при мощности отдельных прослоев от 0,4 до 21 м. Эффективная мощность 18,6-79,7 м. Максимальная газонасыщенная мощность в сводовой части 211 м. Пористость изменяется от 10 до 43,9%, среднее ее значение 27%, проницаемость - от 3 до 5600 мД, составляя в среднем около 500 мД. По промысловым данным, проницаемость составляет 303-8660 мД.

Наилучшими коллекторскими свойствами характеризуются породы в сводовой части структуры. При испытании сеноманских отложений получены притоки газа дебитами 86-1408 тыс. м³/сут на 16-25,5-мм штуцере. Начальное пластовое давление 122,5 кгс/см². При испытании экспериментальной скважины получен фонтан газа с дебитом 4 млн. м³/сут на 63,5-мм штуцере при депрессии 2,7 кгс/см². Газо-водяной контакт имеет наклон с юга на север от -1187 до -1199 м и охватывает Уренгойскую и Ен-Яхинскую складки. Оощая длина залежи 167 км, ширина в пределах Уренгойской складки 23-28 км, а на Ен-Яхинской площади до 35км. Высота залежи 211-95 м. Газовая залежь пластово-массивная, водоплавающая. В отложениях готерива и валанжина выделяется две толщи: нижняя - преимущественно глинистая мегионская свита валанжинского возраста и верхняя - алеврито-песчаная, охватывающая низы аналога вартовской свиты готеривского возраста. Продуктивные отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин и характеризуются резкой литологической изменчивостью пласта-коллектора. Мощности песчаных пачек достигают 100 м, а глинистых пластов, разделяющих эти пачки, 15-100 м. Количество и мощности песчаных прослоев увеличиваются по направлению от южного (скв. 1, 58, 34) к северному куполу (скв. 7, 17) при одновременном сокращении мощностей глинистых разделов. В отложениях нижнего мела в изученной части разреза выявлено четыре газоконденсатных залежи, в отложениях валанжина - четыре (БУ₁₀, БУ₁₁, БУ₁₂, БУ₁₄), в отложениях готерив-баррема - пять (БУ_1-2, БУ_5-6, БУ₈ и БУ₉) и в отложениях апт-альба две залежи. Залежи, приуроченные к пластам БУ₈ и БУ₁₁, имеют нефтяные оторочки. Предполагается гидродинамическая связь пластов БУ₈ и БУ₉ и пластов БУ₁₀ и БУ₁₁.

Из аптских отложений получены фонтаны газа с дебитом 1 млн. м³/сут. В отложениях готерив-валанжина дебиты газа составили 30-820 тыс. м³/сут. Дебит нефти в пласте БУ₁₁ составил 31,4 м³/сут, в пласте БУ₈ - 160 м³/сут на 15-мм штуцере. Плотность нефти 0,849 г/см³, содержание парафина 8,54%, серы 0,04%.

Пласт БУ_1-2 содержит газоконденсатную залежь на северном куполе. При испытании скв. 17, 80 и 83 рабочие дебиты газа составили 210-613 тыс. м³/сут. Пласт имеет эффективную мощность 23 м, пористость 18%.

ГВК проводится по отметке -2292 м. Пластовое давление 228 кгс/см². Залежь имеет размеры 18 х 7,5 км. Содержание конденсата в газе 74 г/м³.

Газоконденсатная залежь пласта БУ_5-6 вскрыта на северном куполе в скв. 17 и 80. При испытании в скв. 80 интервала 2386-2394 м дебит газа на 16-мм штуцере составил 233 тыс. м³/сут. Пластовое давление в залежи 235,7 кгс/см². Пласт имеет эффективную мощность 15 м, пористость 7%. ГВК проводится по отметке -2426 м. Размер залежи 13х6,5 км. Содержание конденсата в газе 118 г/м³.

      Усть-Балыкское нефтяное месторождение расположено к западу от г. Сургут, в долине Оби, около г. Нефтеюганска. Оно приурочено к Усть-Балыкскому и Солкинскому локальным поднятиям, выявленным сейсморазведочными работами МОВ в 1959 г. в центральной части Пимского вала Сургутского свода. Простирание его субмеридиональное. Амплитуда по отражающему горизонту «Б» равна 125 м. Вверх по разрезу она уменьшается и по отложениям талицкой свиты (палеоцен) составляет 15 м. На южной периклинали амплитуда равняется 45 м, но на северу изогипсы раскрываются в сторону Быстринского поднятия. Поисковое бурение в пределах Солкинского (скв. № 61) и Усть-Балыкского (скв. № 62) поднятий начато в 1962 г. Месторождение открыто в 1961 г. первой поисковой скважиной № 61.

Фундамент вскрыт двумя скважинами и представлен серпентинитами. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 10 м. На фундаменте и коре выветривания залегают породы низов тюменской свиты. Выше вскрыты верхнеюрские, меловые и палеогеновые отложения, неогеновые отсутствуют, и на породах журавской свиты (верхний олигоцен) залегают четвертичные осадки мощностью до 30 м. Общая мощность осадочного чехла Усть-Балыкского месторождения 3060-3300 м.

На месторождении выявлено 14 залежей нефти в пластах Ю₂, БC₁₉, БС₁₀, БС₉, БС₈, БС₅, БС₄^’’, БС₄^’, БС₄, БС_2-3,  БС₁ и АС₇ на глубинах от 1920 до 2696 м. Кроме того, зафиксированы нефтепроявления в пластах Ю₀, БC₂₀, БС₂₁ и БС₇ (юрские, валанжинские и барремские отложения).

Залежь пласта Ю₂ (нижний келловей) приурочена к верхам тюменской свиты (чередование песчаников, алевролитов и глин). Покрышкой залежи являются глинистые породы абалакской, баженовской и низов мегионской свит общей мощностью 80-120 м. Дебит нефти (скв. № 532) составил 7-15 м³/сут. при динамическом уровне 700 м. Залежь массивная, с возможными литологическими экранами, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БC₁₉ (берриас) относится к ачимовской толще мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин). Открытая пористость песчаников 15-20%, проницаемость 1,5-26,4 µD. Покрышкой служат глинистые породы мегионской свиты мощностью 140-150 м. При испытании пласта в скважине № 76 из интервала 2499-2517 м при динамическом уровне 1240 м получено 16 м³/сут. Отмечались кратковременные выбросы нефти дебитом до 600 м³/сут. ВНК условно проводится на абсолютной отметке -2500 м. Высота залежи – около 75 м. Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном, малодебитная, с коллекторами порового, возможно трещинного типа.

Залежь пласта БC₁₀ восточная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин, количество которых увеличивается к своду поднятия). На крыльях Усть-Балыкской структуры отмечается глинизация кровли поднятия. Открытая пористость песчаников ~23%, проницаемость - 460 µD. Покрышкой служат глинистые породы чеускинской пачки мощностью до 30 м. Дебиты нефти через 8 мм штуцер - 1,3-65 м³/сут., пластовое давление – 243 кгс/см². Температура в залежи – 74-78⁰С. ВНК определен на отметке -2395 м. Высота залежи – 160 м. Залежь пластовая, осложненная литологическим барьром вверх по восстанию и по простиранию пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа, На юге она объединяется с Мамонтовским месторождением. Нефть в пласте БC₁₀ нафтеново-ароматическо-метановая. Плотность нефти увеличивается от наиболее приподнятых участков ловушки к ВНК от 0,881 до 0,885 г/см³. В этом же направлении уменьшается газовый фактор от 60 до 50 м³/т, увеличивается содержание серы от 1,0 до 1,47 %, суммы силикагелевых смол и асфальтенов – от 10 до 12 %.

Залежь пласта БC₁₀  северо-западная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин) и распространена в северо-западной части Солкинского поднятия. Незначительные притоки нефти из этого пласта получены в скважине № 81. ВНК условно проводится на абсолютной отметке -2300 м. Высота залежи – около 20 м. Коэффициент заполнения ловушки нефтью равен единице. Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном вверх по восстанию пласта, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БC₁₀  западная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин) и распространена в северо-западной части Усть-Балыкского поднятия. Небольшие притоки нефти из пласта БC₁₀ получены в скважине № 502. ВНК ориентировочно проводится на отметке -2300 м. Высота залежи – около 15 м. Коэффициент заполнения ловушки нефтью равен единице. Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном вверх по восстанию пласта, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₉ (валанжин) приурочена к низам вартовской свиты. Пласт представлен алевролитами с прослоями песчаников. Количество последних увеличивается к своду Усть-Балыкского поднятия. В северном направлении отмечается глинизация пласта. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Покрышкой служит пласт глин мощностью 20-30 м. Дебит в скважине № 63 при работе на 9 мм штуцере равен 48 м³/сут. Пластовое давление – 225-229 кгс/см², температура – 71⁰С, газовый фактор - 114 м³/т. ВНК условно проводится на отметке -2196 м. Высота залежи – 12 м. Залежь пластовая, сводовая, осложненная литологическим экраном по простиранию пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₈ (валанжин) приурочена к тепловской пачке вартовской свиты. Залежь имеется только в пределах Солкинского поднятия. На Усть-Балыкской структуре несмотря на более высокое залегание пласта нефти не зафиксировано. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и известняков. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью до 20 м. В скважинах №№ 69 и 70 при переливе из пласта получено 0,12-2,4 м³/сут. нефти и 1,8-13,0 м³/сут. воды. ВНК определяется на абсолютной отметке -2193 м. Высота залежи – около 10 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₅ (готерив) залегает в низах устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками с линзовидными прослоями глин. Открытая пористость песчаников – 22-25 %, проницаемость – до 300 µD. Покрышкой служит пласт глин мощностью 5-12 м. Пласт нефтенасыщен только на Усть-Балыкском поднятии. Дебит – от 11 до 220 м³/сут. Пластовое давление – 213,7 кгс/см², температура – 69,5 ⁰С. ВНК – на отметке -2073 м. Высота залежи – 6-10 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, средне- и высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₄^’’ (готерив) приурочена к небольшой линзе песчаников мощностью 2 м устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт распространен в сводовой части Усть-Балыкского поднятия. Приток нефти из пласта отмечен в скважине № 63 при совместном испытании с пластами БС₄ и  БС₄^’. ВНК – на отметке -2080 м. Высота залежи – около 20 м. Залежь пластовая с литологическим экраном со всех сторон.

Залежь пласта БС₄^’ (готерив) заключена в небольшой линзе песчаников мощностью 1,5 м в сводовой части Усть-Балыкского поднятия. Нефть из пласта получена в скважине № 63 при совместном испытании с пластами БС₄ и  БС₄^’’.

Залежь пласта БС₄ (готерив) приурочена к средней части разреза устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками. Открытая пористость их – до 22 %, проницаемость – 200-1200 µD. Покрышкой залежи является глинистый пласт вартовской свиты мощностью до 10 м. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Дебиты нефти при работе на 8 мм штуцере равны 65-200 м³/сут., пластовое давление – 210-216 кгс/см², температура – 63-66 ⁰С. ВНК – на отметке -2073 м. Высота залежи – 28 м. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС_2-3 (готерив) приурочена к верхам устьбалыкской пачки вартовской свиты. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Пласт представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с прослоями глин. Открытая пористость их – 20-25 %, проницаемость – 1000 µD. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью до 10 м. Дебит нефти – 120-200 м³/сут., пластовое давление – 207-217 кгс/см², температура – 65-68 ⁰С. ВНК – на отметке -2079 м. Высота залежи – 73 м. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₁ (готерив) приурочена к устьбалыкской пачке вартовской свиты. Залежь развита в пределах всего Усть-Балыкского поднятия и представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с линзовидными прослоями глин. Открытая пористость песчаников – 20-25 %, проницаемость – 300-1000 µD. Покрышкой залежи служат глинистые породы пимской пачки мощностью до 35 м. Дебиты нефти – 90-200 м³/сут., пластовое давление – 214-217 кгс/см². ВНК – на отметке -2076 м. Высота залежи – 85 м. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа. Залежь едина на Солкинской и Усть-Балыкской структурах.

Нефть в пласте БС₁ нафтеново-ароматическо-метановая. Плотность нефти увеличивается от наиболее приподнятых участков ловушки к ВНК от 0,875 до 0,895 г/см³. В этом же направлении уменьшается газовый фактор от 45-50 до 30-35 м³/т, увеличивается содержание серы от 1,22 до 1,7 %. Сумма силикагелевых смол и асфальтенов увеличивается с запада на восток независимо от структурного плана от 10 до 15-16 %.

Температура в пределах залежи на Усть-Балыкском поднятии изменяется от 65-66 до 68 ⁰С в направлении от наиболее приподнятой части ловушки к опущенной. На Солкинском поднятии температура уменьшается с юго-запада на северо-восток от 70 до 66 ⁰С.

Залежь пласта АС₇ (баррем) относится к средней пачке верхней подсвиты вартовской свиты. Пласт развит только в сводовой части Солкинского поднятия и представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Открытая пористость их – 21-25 %, проницаемость – 4-4680 µD. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью от 3 до 10 м. Дебит нефти в скважине№ 70 при работе на 6 мм штуцере составил 44 м³/сут. Пластовая температура равна 61,5 ⁰С. ВНК условно принят на абсолютной отметке -1900 м. Высота залежи – около 10 м.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: