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

Антипаютинское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Восточно-Бугорное газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Гыданское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Тота-Яхинское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Трехбугорное газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Штормовое газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Харасавэйское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Солетское с Ханавейским газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

 
 

Минховское газовое месторождение

Главная > Нефть и газ > Месторождения Гыдана > Минховское газовое месторождение
Статья добавлена: Август 2017
            0


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).


Рис. 3.17. Минховское и Восточно-Мннховское месторождения. Геологический профиль 
Рис. 3.17. Минховское и Восточно-Мннховское месторождения. Геологический профиль
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 ПК9/1 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 ПК9/2 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.

Рис. 3.18. Минховское месторождение. Структурная карта но кровле пласта ТП2 
Рис. 3.18. Минховское месторождение. Структурная карта но кровле пласта ТП2
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.

Рис. 3.19. Минховское месторождение 
Рис. 3.19. Минховское месторождение
Газовая залежь пласта ТП2/2 (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 ТП2/2 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.


Рис. 3.20. Минховское и Восточно-Минховское месторождения 
Рис. 3.20. Минховское и Восточно-Минховское месторождения
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 ТП6-7 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.

Рис. 3.21. Минховское месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП14 
Рис. 3.21. Минховское месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП14
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.
Источник: «Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее...», В. А. Скоробогатов, 2006


ОЦЕНИТЕ ПОЖАЛУЙСТА ЗА ЭТУ СТАТЬЮ
0
ПРЕДЫДУЩИЕ СТАТЬИ
Ладертойское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Гыданское газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

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

СЛЕДУЮЩИЕ СТАТЬИ
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

Термобарические и катагенетические условия в литолого-флюидальной системе пород мела и юры Гыданской области
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Онтогенез углеводородов в породах мела и юры Гыданской области
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Масштабы и особенности процессов генерации газа и битумоидов в породах осадочного чехла Гыданской области
Нефть и газ > Месторождения Гыдана




ССЫЛКА НА СТАТЬЮ В РАЗЛИЧНЫХ ФОРМАТАХ
ТекстHTMLBB Code


Комментарии к статье


Еще нет комментариев


Сколько будет 32 + 39 =

       



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