Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение

Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименной структуре третьего порядка, осложняющей Геофизический мегавал. По опорному отражающему горизонту Г (сеноман) структура представляет собой локальное поднятие, которое в пределах замкнутой изогипсы -850 м имеет размеры 42x14 км и амплитуду 50 м. По ООГ «М» (апт) в пределах изогипсы -1950 м размеры поднятия 18x14 км, амплитуда 50 м, по ООГ «Б» (верхняя юра) в пределах изогипсы -3500 м размеры поднятия 29x23 км, амплитуда 320 м. В западной части Геофизическое поднятие распространяется в акватории Обской губы.

На месторождении пробурено 15 скважин, вскрывших разрез мезо-кайнозойских отложений до среднеюрского возраста включительно на глубину 3426 м (скв. 55). Открыты залежи УВ в отложениях марресалинской (пласты ПКь ПК/, ПК13) и танопчинской (ТП₁, ТП₃, ТП₄, ТП₅, ТП₇, ТП₉, ТП₁₂, ТП₁₄, ТП₁₅, ТП₁₇, ТП₁₈, ТП₁₉) свит (табл. 3.11).


Газовая залежь пласта ПК₁ (рис. 3.3) открыта в интервале с а.о. -951...-987 м. Опробована в скважинах 40, 41, 42, 44, 55, 57. Получены фонтаны газа дебитом от 87,2 тыс. м³/сут на 9-мм диафрагме (скв. 44) до 149,3 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме (скв. 41). ГВК принят на а.о. -987 м. Пластовое давление 9,6 МПа, температура +24 °С. Залежь массивная с многочисленными субмеридиональными тектоническими нарушениями. Размеры 18x17 км, высота 36 м.


Газовая залежь пласта ПК₇ (рис. 3.4) открыта в интервале с а.о. -1240...-1258 м. Опробована в скв. 55 и 59. Получены фонтаны газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 67,1-144,5 тыс. м³/сут на 14-мм диафрагме, воды 10,4-57,1 м³/сут на 12-мм штуцере. ГВК принят наклонным от а.о. -1258 м в южной части до -1246 м в северной части залежи. Пластовое давление 12,5 МПа, температура +28 °С. Залежь массивная, тектонически экранированная в западной части. Размеры 6,5x6 км, высота 6-18 м.

Газовая залежь пласта ПК₁₃ (рис. 3.5) открыта в интервале с а.о. -1360...-1395 м. Опробована в скв. 55 и 59. Получены фонтаны газа дебитом от 23,8 тыс. м /сут на диафрагме 10 мм (скв. 59) до 246,8 тыс. м³/сут на диафрагме 12 мм (скв. 55). ГВК принят на а.о. -1395 м. Пластовое давление 13,8 МПа, температура +32 °С. Залежь массивная, тектонически экранированная в западной и восточной частях. Размеры 9,8x7,4 км, высота 35 м.



Газовая залежь пласта ТП₁ (рис. 3.6) открыта в интервале с а.о. -1690...-1715 м. Опробована в скв. 55, где получен фонтан газа с пластовой водой и следами конденсата. Дебит газа сепарации составил 124,4 тыс. м³/сут на 14-мм диафрагме, воды 2,9 м³/сут на 10-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -1715 м. Пластовое давление 17,0 МПа, температура +43 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры 7x2 км, высота 25 м.





Газовая залежь пласта ТП₃ (рис. 3.7) открыта в интервале с а.о. -1740...-1750 м. Опробована в скв. 55, где получен фонтан газа с пластовой водой и следами конденсата. Дебит газа сепарации составил 100,9 тыс. м³/сут на 16-мм диафрагме, воды 72 м³/сут на 10-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -1750 м. Пластовое давление 16,8 МПа, температура +43 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры 7x2,2 км, высота 10 м.

Газовая залежь пласта ТП₄ открыта в интервале с а.о. -1744...-1758 м. Опробована в скв. 41, где получен фонтан газа дебитом 52 тыс. м³/сут (абсолютно свободный). ГВК принят на а.о. -1758 м. Пластовое давление 16,12 МПа, температура +44 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи 14 м.


В скв. 55 при опробовании пласта ТП4 в интервале с а.о. -1771...-1779 м получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа составил 142,6 тыс. м³/сут на 14-мм диафрагме, воды 20,4 м /сут на 10-мм штуцере.

Газовая залежь пласта ТП₅ (рис. 3.8) открыта в интервале с а.о. -1820...-1827 м. Опробована в скв. 55, где получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 116,5 тыс. м³/сут на 20-мм диафрагме, воды 144,4 м³/сут на 10-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -1827 м. Пластовое давление 17,8 МПа, температура +45 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры 7x2,2 км, высота 7 м.

В западной части поднятия в пласте ТП₅ прогнозируется небольшая газовая залежь на основании данных геофизических исследований скв. 43 и 46, где данный пласт в интервале с а.о. -1795...-1805 м интерпретируется как продуктивный.

В скв. 45 при опробовании пласта ТП5 из интервала с а.о.-1811...-1818 м получен непереливающий приток пластовой воды с незначительным количеством нефти. Дебит воды составил 6 м³/сут, нефти 0,015 м³/сут. Плотность нефти 0,893 г/см³.

Газовая залежь пласта ТП₇ (рис. 3.9) открыта в интервале с а.о. -1861...-1901 м. Опробована в скв. 55, где из интервала с а.о. -1885...-1889 м получен фонтан газа дебитом 244,6 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме. При опробовании этой скважины в интервале с а.о. -1901...-1904 м получен фонтан газа с пластовой водой и незначительным количеством конденсата. Дебит газа сепарации составил 239,5 тыс. м³/сут на 18-мм диафрагме, воды 12,96 м³/сут, конденсата 0,36 м³/сут на 9-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -1901 м. Пластовое давление 18,8 МПа, температура +48 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная, в западной части литологически экранированная. Размеры (12-21)х(11-13,5) км, высота 40 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₉ (рис. 3.10) открыта в интервале с а.о. -1930...-1949 м. Опробована в скв. 55 и 59. В скв. 55 получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 85,4 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме, воды 158,4 м³/сут на 8-мм штуцере. В скв. 59 получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 45,4 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме, стабильного конденсата 2,9 м³/сут и воды 46,1 м³/сут на 8-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -1949 м. Пластовое давление 19,4 МПа, температура +49 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная в западной и северной частях поднятия. Размеры 12x7 км, высота 19 м. Запасы конденсата на баланс не поставлены.

В западной части поднятия в пласте ТП9 прогнозируется небольшая залежь УВ на основании данных геофизических исследований скважины 43, где в интервале с а.о. -1912...-1917 м данный пласт интерпретируется как продуктивный.


Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₂ (рис. 3.11) открыта в интервале с а.о. -2094...-2109 м. Опробована в скв. 59, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 134,5 тыс. м³/сут на 14-мм диафрагме, стабильного конденсата 5,8 м³/сут на 10-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -2109 м. Пластовое давление 21,3 МПа, температура +53 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная в западной и восточной частях поднятия. Размеры 5х(4-5) км, высота 15 м.

В западной части поднятия в пласте ТП12 прогнозируется залежь УВ на основании данных геофизических исследований скв. 43 и 46, где в интервале с а.о. -2098...-2106 м этот пласт интерпретируется как продуктивный.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₄ (рис. 3.12) открыта в интервале с а.о. -2206...-2212 м. Опробована в скв. 59, где получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 48,5 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме, стабильного конденсата 1,0 м³/сут, воды 1,6 м³/сут на 6-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -2212 м. Пластовое давление 21,8 МПа, температура +57 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная в западной и восточной частях поднятия. Размеры 4,5x4 км, высота 6 м. Запасы конденсата на баланс не поставлены.

В западной части поднятия в пласте ТП₁₄ прогнозируется небольшая залежь УВ на основании данных геофизических исследований скв. 43 и 46, где в интервале с а.о. -2172...-2184 м этот пласт интерпретируется как продуктивный.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₅ открыта в интервале с а.о. -2261...-2280 м. Опробована в скв. 41 и 42. Получены фонтаны газоконденсата до 519,4 тыс. м³/сут (абсолютно свободный дебит). Содержание стабильного конденсата 114,7 г/м³. ГВК принят на а.о. -2280 м. Пластовое давление 23,46 МПа, температура не замерена. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота 19 м.


Нефтяная залежь пласта ТП₁₇ открыта в интервале с а.о. -2328... -2336 м. Опробована в скв. 52, где получен непереливающий приток нефти дебитом 3,1 м³/сут при среднединамическом уровне 648 м. ВНК принят на а.о. -2336 м. Плотность нефти 0,853 г/м³. Пластовое давление 23,5 МПа, температура +72 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи 8 м.

В скв. 59 при опробовании пласта ТП₁₇ в интервале с а.о. -2343...-2351 м получен непереливающий приток нефти с пластовой водой. Дебит нефти составил 1,6 м³/сут, воды 2,4 м³/сут при среднединамическом уровне 487 м. Плотность нефти 0,85 г/см³.

Нефтяная залежь пласта ТП_18/0 (рис. 3.13) открыта в интервале с а.о. -2340...-2343 м. Опробована в скв. 59, где получен непереливающий приток нефти с пластовой водой. Дебит нефти составил 2,7 м³/сут, воды 1,75 м³/сут при среднединамическом уровне 598 м. Плотность нефти 0,87 г/см³. ВНК принят на а.о. -2343 м. Пластовое давление 23,6 МПа, температура +62 °С. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная в западной части поднятия, литологически экранированная в северной части поднятия. Размеры 7x4 км, высота 3 м.

Нефтяная залежь пласта ТП₁₉ (рис. 3.14) открыта в интервале с а.о. -2380...-2387 м. Опробована в скв. 59, где получен непереливающий приток нефти с пластовой водой. Дебит нефти составил 4,4 м³/сут, воды 5,2 м³/сут при среднединамическом уровне 588 м. Плотность нефти 0,87 г/м³. ВНК принят на а.о. -2387 м. Пластовое давление 23,3 МПа, температура +62 °С. Залежь пластовая, сводовая тектонически экранированная в западной и восточной частях поднятия. Размеры 5x3 км, высота 7 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₂₂ открыта в интервале с а.о. -2454...-2512 м. Опробована в скв. 44, где получен фонтан газоконденсата дебитом 40,5 тыс. м³/сут на 5-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -2512 м. Содержание стабильного конденсата 150 г/м³. Давление пластовое 24,9 МПа, температура +68,5 °С. Залежь пластовая, сводовая. Высота залежи 58 м.


Газоконденсатная залежь пласта Ю₂ открыта в интервале с а.о. -3226...-3268 м. Опробована в скв. 46, где из интервала с а.о. -3226...-3238 м получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 348,0 тыс. м³/сут, стабильного конденсата 6,6 м³/сут на 15-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 150 г/м³. ГВК принят на отметке с а.о. -3268 м. Пластовое давление 32,14 МПа, температура +89 °С. Залежь массивная. Размеры 10x5 км, высота 42 м.

Перспективы нефтегазоносности Геофизического месторождения связаны со вскрытыми в скв. 55 в интервалах 3090-3100 и 3269-3280 м двумя песчаными высокопроницаемыми пластами, ранее на месторождении не встречавшимися. Возможно, что эти пласты являются аналогами пластов новопортовской толщи, выделяемых в Ямальском нефтегазоносном районе.

Не исключено, что нижний пласт является аналогом ачимовской толщи. В любом случае, такие хорошо отсортированные однородные песчаные пласты представляют повышенный интерес в отношении нефтегазоносности, так как в них имеются идеальные условия для формирования литологически экранированных залежей углеводородов. Характер насыщения этих пластов в с кв. 55 определить не удалось из-за того, что был выполнен не полный комплекс ГИС и из-за отсутствия прямых признаков нефтегазонасыщения.

Таким образом, Геофизическое месторождение имеет сложное геологическое строение, связанное с неоднородностью и резкой литологической изменчивостью большинства коллекторских горизонтов вплоть до полной глинизации и выклинивания проницаемых прослоев. Для этого месторождения характерно также блоковое строение меловых отложений и наличие многочисленных тектонических нарушений. Кроме того, по ряду залежей УВ месторождение распространяется в акваторию Обской губы.

В 1992 г. геологоразведочные работы на месторождении были прекращены.