Минховское газовое месторождение

Минховское газовое месторождение приурочено к одноимённому локальному поднятию, осложняющему центральную часть Тота-Яхинского структурного носа, расположенного в пределах Антипаютинской впадины. Поднятие прослеживается, начиная с отражающего горизонта Т₄. По этому горизонту оно оконтуривается изогипсой -5200 м и имеет форму неправильного купола с размерами 7x5 км и амплитудой до 30 м. По опорному отражающему горизонту Б поднятие представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания, оконтуренную изогипсой -3620 м, упирающуюся на северо-западе в разлом сбросового типа с амплитудой сброса 80 м. Размеры структуры 9x5,5 км, амплитуда 50 м. По отражающему горизонту B₁ в пределах оконтуривающей изогипсы -2780 м поднятие имеет размеры 13x8 км и амплитуду 45 м. По отражающему горизонту M₁ структура имеет два свода: западный и восточный. В пределах оконтуривающей изогипсы -1860 м размеры поднятия 22x9 км и амплитуда 45 м. По опорному отражающему горизонту Г в пределах оконтуривающей изогипсы -980 м структура имеет размеры 21x10 км и амплитуду 20 м.

Всего на месторождении пробурены четыре скважины, вскрывшие разрез мезокайнозойских отложений до готеривского возраста включительно на глубину 2951 м (скв. 63). Открыты газовые залежи в отложениях марресалинской и танопчинской свит (см. табл. 3.12, рис. 3.17).


Газовая залежь плата ПК₁ открыта в интервале с а.о. -959...-974 м. Опробована в скв. 61, где получен фонтан газа дебитом 112,37 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -974 м. Пластовое давление 9,7 МПа, температура +23 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 15 м.

Газовая залежь пласта ПК_9/1 открыта в интервале с а.о. -1508... -1525 м. Опробована в скв. 61, где получен фонтан газа дебитом 178,63 тыс. м³/сут на 9,5-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1525м. Пластовое давление 15,1 МПа, температура не замерена. Залежь пластовая, сводовая, высота 17 м.


Газовая залежь пласта ПК_9/2 открыта в интервале с а.о. -1526...-1534 м. Опробована в скв. 61, где получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа составил 122,57 тыс. м³/сут, воды 3,6 м³/сут на 9,5-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1534 м. Пластовое давление 15,6 МПа, температура +39 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 8 м.

Газовая залежь пласта ТП₁ открыта в интервале с а.о. -1690...-1727 м. Опробована в скв. 61 и 63. В скв. 61 получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа составил 186,67 тыс. м³/сут, воды 2,48 м³/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 63 получен фонтан газа дебитом 293,88 тыс. м³/сут на 13-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1727м. Пластовое давление 16,9 МПа, температура +44 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 37 м.

Газовая залежь пласта ТП₂ (рис. 3.18) открыта в интервале с а.о. -1731...-1769 м. Опробована в скв. 61 и 63. В скв. 61 получен фонтан газа дебитом 331,75 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме. В скважине 63 получен фонтан газа дебитом 362,82 тыс. м³/сут на 13-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1769 м. Пластовое давление 17,6 МПа, температура +45 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 38 м.

Газовая залежь пласта ТП_2/2 (рис. 3.19) открыта в интервале с а.о. -1760...-1790 м. Опробована в скв. 63, где получен фонтан газа дебитом 347,01 тыс. м³/сут на 13-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1790 м. Пластовое давление 17,4 МПа, температура +46 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 30 м.

В связи с тем, что положение ГВК в пластах ТП₂ и ТП_2/2 достоверно не установлено и принято условно, не исключено, что эти пласты представляют собой гидродинамически единый резервуар (залежь).

Газовая залежь пласта ТП₃ открыта в интервале с а.о. -1777...-1839 м. Опробована в скважинах 61, 63 и 65. В скв. 61 получен фонтан газа дебитом 245,85 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 63 получен фонтан газа дебитом 391,69 тыс. м³/сут на 13-мм диафрагме. В скв. 65 получен фонтан газа дебитом 66,86 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1839 м. Пластовое давление 18,3 МПа, температура +46 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 62 м.


Газовая залежь плата ТП₄ открыта в интервале с а.о. -1831...-1873 м. Опробована в скв. 61, 63 и 65. В скв. 61 получен фонтан газа дебитом 206,5 тыс. м³/сут на 9,3-мм диафрагме. В скв. 63 получен фонтан газа дебитом 265,09 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме. В скв. 65 получен фонтан газа дебитом 236,68 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1873 м. Пластовое давление 18,8 МПа, температура +50 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 42 м.

Газовая залежь пласта ТП₅ (рис. 3.20) открыта в интервале с а.о. -1850..-1907 м. Опробована в скв. 61, 63 и 65. В скв. 61 получен фонтан газа дебитом 355,13 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 63 получен фонтан газа дебитом 351,46 тыс. м³/сут на 13-мм диафрагме. В скв. 65 получен фонтан газа дебитом 399,75 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1907 м. Пластовое давление 19,96 МПа, температура +50 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 57 м.

Газовая залежь пласта ТП_6-7 открыта в интервале с а.о. -1898...-1920 м. Опробована в скв. 61, где получен фонтан газа дебитом 204,64 тыс. м³/сут на 9,5-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1920 м. Пластовое давление 19,3 МПа, температура +52 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 22 м.

Газовая залежь пласта TTI₁₄ (рис. 3.21) открыта в интервале с а.о. -2223...-2248 м. Опробована в скв. 63, где получен фонтан газа со следами конденсата дебитом 175,93 тыс. м³/сут на 9,5-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -2248 м. Пластовое давление 22,1 МПа, температура +67 °С. Залежь пластовая, сводовая, высота 25 м.

Перспективы нефтегазоносности на Минховском месторождении связаны с не вскрытыми бурением юрскими отложениями и группой неоком-ских пластов серии БУ (в скв. 63 при вскрытии пласта БУ3 на глубине 2951 м произошло интенсивное газопроявление).

В целом, в пределах Минховского локального поднятия коллекторские пласты серии ТП, содержащие основные залежи месторождения, невыдержаны по мощности и имеют резкую фациальную изменчивость. Так, эффективная мощность пласта ТП5 увеличивается в северном и восточном направлениях от 6 м в скв. 63 до 40-60 м в скв. 65, 66 и 67. Мощности пластов ТП₄ и ТП₂ уменьшаются от 30 и 22 м до полной глинизации пласта ТП₄ в скв. 66 и 67 и почти полной в скв. 65 (ТП₄ и ТП₂).

Южная часть месторождения, расположенная в акватории Тазовской губы, практически не разведана.

В 1991 г. поисково-разведочные работы на Минховском месторождении прекращены.