Главная страница  |  Карта сайта  |  Обратная связь  |  Поиск по сайту:
Geologam.ru
Геология Геофизика Минералогия Индустрия Нефть и газ
Подразделы
Все статьи Разведка Проектирование Месторождения Месторождения Ямала Месторождения Гыдана
 
Похожие статьи
Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Геофизическое и геохимическое опробование на руднике
Индустрия › Рудники

Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Харасавэйское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Антипаютинское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Восточно-Бугорное газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Восточно-Минховское газовое месторождение*
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Гыданское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Минховское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Солетское с Ханавейским газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Ладертойское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Тота-Яхинское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

 
 

Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение

Главная > Нефть и газ > Месторождения Гыдана > Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение
Статья добавлена: Август 2017
            0


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).


Рис. 3.3. Геофизическое месторождение. Структурная карта но кровле пласта ПК1 
Рис. 3.3. Геофизическое месторождение. Структурная карта но кровле пласта ПК1
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.


Рис. 3.4. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ПК7 
Рис. 3.4. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ПК7
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.

Рис. 3.5. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ПК13 
Рис. 3.5. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ПК13
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.



Рис. 3.6. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП1 
Рис. 3.6. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП1
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.





Рис. 3.7. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП3 
Рис. 3.7. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП3
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.

Рве. 3.8. Геофизическое месторождение. Структурная карта но кровле пласта ТП5 
Рве. 3.8. Геофизическое месторождение. Структурная карта но кровле пласта ТП5
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.

Рис. 3.9. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП7 
Рис. 3.9. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП7
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.

Рис. 3.10. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП9 
Рис. 3.10. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП9
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.


Рис. 3.11. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП12 
Рис. 3.11. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП12
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.

Рис. 3.12. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП14 
Рис. 3.12. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП14
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.

Рве. 3.13. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП18 
Рве. 3.13. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП18
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 ТП18/0 (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.

Рис. 3.14. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП10 
Рис. 3.14. Геофизическое месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП10
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.
Источник: «Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее...», В. А. Скоробогатов, 2006


ОЦЕНИТЕ ПОЖАЛУЙСТА ЗА ЭТУ СТАТЬЮ
0
ПРЕДЫДУЩИЕ СТАТЬИ
Восточно-Минховское газовое месторождение*
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Восточно-Бугорное газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Антипаютинское газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Газонефтеносность меновых и юрских отложений и характеристика месторождений Гыданской области
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Гидрогеологические особенности флюидальной системы природных резервуаров мела и средней юры северо-востока Западно-Сибирской мегапровинции
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Линеаменты Гыданской области, Мессояхского и Большехетского районов северо-востока Западной Сибири
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Особенности тектонического строения и развития Гыданской области
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Стратиграфия, формационная и литолого-фациальная характеристика пород осадочного чехла северо-восточных районов ЗСП
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

СЛЕДУЮЩИЕ СТАТЬИ
Гыданское газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Ладертойское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Минховское газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Солетское с Ханавейским газоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Тота-Яхинское газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Трехбугорное газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Штормовое газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана




ССЫЛКА НА СТАТЬЮ В РАЗЛИЧНЫХ ФОРМАТАХ
ТекстHTMLBB Code


Комментарии к статье


Еще нет комментариев


Сколько будет 36 + 38 =

       



 
 
Geologam.ru © 2016 | Обратная связь | Карта сайта | Поиск по сайту
Геология • Геофизика • Минералогия • Индустрия • Нефть и газ