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

Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

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

Трехбугорное газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

 
 

Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение

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


Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к трем структурам третьего порядка, осложняющим Северо-Гыданский мегавал. По опорному отражающему горизонту Б структуры оконтуриваются изогипсой -3475 м. Северная структура имеет форму вала, вытянутого в северо-восточном направлении, размером 32x20 км. Две другие структуры имеют более изометричную форму и меньшие размеры - южная 7,2x6,4 км, восточная 12,5x10 км (Галунский В.А., 1993 г.). Всего на месторождении пробурены 52 скважины, вскрывшие разрез мезокайнозойских отложений до среднеюрского возраста включительно на глубину 3961 м (скв. 279). В результате открыты залежи УВ в пластах ПК, ХМ, ТП и БГ меловых отложений (табл. 3.14).


Рис. 3.27. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ПК1 
Рис. 3.27. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ПК1
В пласте ПК, открыты две залежи УВ: южная и восточная.

Южная газовая залежь пласта ПК1 (рис. 3.27) открыта в интервале с а.о. -822...-830 м. Опробована в скв. 271 и 280. Получены фонтаны газа дебитом 185-196,9 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -830 м. Пластовое давление 8,48 МПа, температура +11 °С. Залежь массивная. Размеры 21x5,4-11 км, высота 8 м.

Восточная газовая залежь пласта ПК1 (см. рис. 3.27) открыта в интервале с а.о. -810...-828 м. Опробована в скв. 258 и 302. Получены фонтаны газа от 105,7 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме (в скв. 302) до 136,1 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме (в скв. 258). ГВК принят на а.о. -828 м. Пластовое давление 8,48 МПа, температура +18 °С. Залежь массивная. Размеры 22,8x10 км, высота 18 м.

На северном куполе газовая залежь пласта ПК1 предполагается по данным геофизических исследований скв. 251 в интервале с а.о. -827... -830 м. Залежь массивная. Размеры 6x4 км, высота 3 м.

Газовая залежь пласта ПК14 открыта в интервале с а.о. -1480...-1484 м. Опробована в скв. 266, где получен фонтан газа дебитом 189,3 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1484 м. Пластовое давление 14,89 МПа, температура +39 °С. Залежь массивная. Размеры 8,2x4,7 км, высота 4 м.


В пласте ХМ4 открыты три залежи УВ: северная, южная и восточная.

Рве. 3.28. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ХМ4 
Рве. 3.28. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ХМ4
Северная газовая залежь пласта ХМ4 (см. рис. 3.28) открыта в интервале с а.о. -1606...-1620 м. Опробована в скв. 270, где получен фонтан газа дебитом 120,5 тыс. м3/сут на 8-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1620 м. Пластовое давление 16,4 МПа, температура +42 °С. Залежь массивная. Размеры 15x14 км, высота 14 м.

Южная газовая залежь пласта ХМ4 (см. рис. 3.28) открыта в интервале с а.о. -1569...-1572 м. Опробована в скв. 271, где получен фонтан газа дебитом 278,5 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1572 м. Пластовое давление 16,1 МПа, температура +40 °С. Залежь массивная. Размеры 10x7 км, высота 3 м.

Восточная газовая залежь пласта ХМ4 (см. рис. 3.28) открыта в интервале с а.о. -1553...-1572 м. Опробована в скважине 266, где получен фонтан газа дебитом 339,6 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1572 м. Пластовое давление 16,02 МПа, температура +41 °С. Залежь массивная. Размеры 14x8 км, высота 19 м.

В пласте ТП1 открыты три залежи УВ: северная, северо-восточная, южная.

Рис. 3.29. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП1 
Рис. 3.29. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП1
Северная газовая залежь пласта ТП1 (рис. 3.29) открыта в интервале с а.о. -1674...-1685 м. Опробована в скв. 293, где получен фонтан газа дебитом 124,1 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1685 м. Пластовое давление 16,91 МПа, температура +36,5 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 12,6x6,2 км, высота 11 м.

Северо-восточная газовая залежь пласта ТП1 (см. рис. 3.29) открыта в интервале с а.о. -1643...-1664 м. Опробована в скв. 250 и 270. В скв. 250 получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 13,6 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме, воды 77,8 м3/сут на 12-мм штуцере. В скв. 270 получен фонтан газа дебитом 105,1 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1664 м. Пластовое давление 16,85 МПа, температура +40 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 10x5 км, высота 21 м.


Южная газовая залежь пласта ТП1 (см. рис. 3.29) открыта в интервале с а.о. -1620...-1664 м. Опробована в 14 скважинах. Получены фонтаны газа дебитами от 64,3 (скв. 305) до 313,8 (скв. 272) тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК принят наклонным от а.о. -1658 м на востоке до -1664 м на западе залежи. Пластовое давление 16,88 МПа, температура +39 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 47x21-28 км, высота 38-44 м.

Рис. 3.30. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП2 
Рис. 3.30. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП2
В пласте ТП2 открыты три залежи УВ: северная, западная и восточная.

Северная газовая залежь пласта ТП2 (рис. 3.30) открыта в интервале с а.о. -1674...-1700 м. Опробована в скв. 293, где из интервала с а.о. -1694...-1701 м получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 33,7 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме, воды 44,2 м3/сут на 10-мм штуцере. ГВК условно принят на а.о. -1700 м. Пластовое давление 17.3 МПа, температура +38 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 22x6 км, высота 26 м.

Западная газовая залежь пласта ТП2 (см. рис. 3.30) открыта в интервале с а.о. -1643...-1661 м. Опробована в скв. 271, 280 и 292. Получены фонтаны газа дебитом от 134,1 тыс. м3/сут (скв. 280) до 195,5 тыс. м3/сут (скв. 292) на 10-мм диафрагме. ГВК принят наклонным от а.о. -1656 м на севере до -1661 м на юге залежи. Пластовое давление 16,92 МПа, температура +41 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северо-восточной части. Размеры 17,6x11,8 км, высота 13-18 м.

Восточная газовая залежь пласта ТП2 (см. рис. 3.30) открыта в интервале с а.о. -1634...-1662 м. Опробована в четырех скважинах. Получены фонтаны газа от 6,3 тыс. м3/сут на 4-мм диафрагме (скв. 304) до 392,4 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме (скв. 266). ГВК принят на а.о. -1662 м. Пластовое давление 16,95 МПа, температура +41 °С. Залежь пластовая, сводовая, в присводовой части литологически экранированная. Размеры 15x12,2 км, высота 28 м.

Рис. 3.31. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП3 
Рис. 3.31. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП3
В пласте ТП3 открыты две залежи УВ: западная и восточная.

Западная газовая залежь пласта ТП3 (рис. 3.31) открыта в интервале с а.о. -1672...-1708 м. Опробована в скв. 271 и 280. Получены фонтаны газа дебитом от 252,6 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме до 365,0 тыс. м3/сут на 13-мм диафрагме. ГВК принят наклонным от а.о. -1685 м на северо-востоке до -1708 м на юге залежи. Пластовое давление 17,03 МПа, температура +43 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 15x11 км, высота 13-36 м.


Восточная газовая залежь пласта ТП3 (см. рис. 3.31) открыта в интервале с а.о. -1658...-1694 м. Опробована в четырех скважинах. Получены фонтаны газа дебитом от 64,8 тыс. м3/сут на 21-мм диафрагме (скв. 267) до 203.3 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме (скв. 272). ГВК принят на а.о. -1694 м. Пластовое давление 16,82 МПа, температура +43 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 18,2x11 км, высота 36 м.

В пласте ТП4 открыты три залежи УВ: северная, западная и восточная.

Северная газовая залежь пласта ТП4 открыта в интервале с а.о. -1757...-1772 м. Опробована в скв. 270, где получен фонтан газа дебитом 53,1 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1772 м. Пластовое давление 17,63 МПа, температура +43 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 12,6x10,4 км, высота 15 м.

Западная газовая залежь пласта ТП4 открыта в интервале с а.о. -1725...-1745 м. Опробована в скв. 271 и 280. В скв. 271 получен фонтан газа дебитом 329,9 тыс. м3/сут на 13-мм диафрагме. В скв. 280 получен фонтан газа дебитом 295,6 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1745 м. Пластовое давление 17,84 МПа, температура +42 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 16,6x11 км, высота 20 м.

Рис. 3.32. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП5 
Рис. 3.32. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП5
Восточная газовая залежь пласта ТП4 открыта в интервале с а.о. -1707...-1732 м. Опробована в скв. 266, где получен фонтан газа дебитом 303,9 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1732 м. Пластовое давление 17,6 МПа, температура +45 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 12x6 км, высота 25 м.

Газовая залежь пласта ТП5/0 (рис. 3.32) открыта в интервале с а.о. -1798...-1808 м. Опробована в скв. 316, где получен фонтан газа дебитом 180,5 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1808 м. Пластовое давление 18,52 МПа, температура +43 °С. Залежь пластовая, сводовая. Литологически экранированная в западной и южной частях. Размеры 14x4,2 км, высота 10 м.

В пласте ТП5 открыты три залежи УВ: северная, южная и восточная.

Рис. 3.33. Утреннее месторожденне. Структурная карта по кровле пласта ТП5 
Рис. 3.33. Утреннее месторожденне. Структурная карта по кровле пласта ТП5
Северная газовая залежь пласта ТП5 (рис. 3.33) открыта в интервале с а.о. -1820...-1832 м. Опробована в скв. 273, где получен фонтан газа дебитом 283,9 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1832 м. Пластовое давление 18,02 МПа, температура +37 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в южной и юго-восточной частях. Размеры 8,4x7,6 км, высота 12 м.

Южная газовая залежь пласта ТП5 (см. рис. 3.33) открыта в интервале с а.о. -1800...-1809 м. Опробована в скв. 285, где получен фонтан газа дебитом 142,1 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1809 м. Пластовое давление 18,02 МПа, температура +43 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной части. Размеры 10,6x2,4-6 км, высота 9 м.


Восточная газовая залежь пласта ТП5 (см. рис. 3.33) открыта в интервале с а.о. -1766...-1785 м. Опробована в скв. 272, где получен фонтан газа дебитом 185,9 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -1785 м. Пластовое давление 18,02 МПа, температура +40 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в южной и восточной частях. Размеры 10x8 км, высота 19 м.

Газовая залежь пласта ТП6 открыта в интервале с а.о. -1819...-1852 м. Опробована в скв. 271, 280, 292 и 316. Получены фонтаны газа дебитом от 19,0 (скв. 292) до 352,2 (скв. 280) тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. ГВК принят наклонным от а.о. -1832 м на севере до -1852 м на юго-востоке залежи. Пластовое давление 18,7 МПа, температура +46 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 17x10 км, высота 13-33 м.

Газовая залежь пласта ТП8 открыта в интервале с а.о. -1940...-1952 м. Опробована в скв. 286, где получен фонтан газа дебитом 205,6 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1952 м. Пластовое давление 19,54 МПа, температура +50 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в восточной части. Размер 9,6x2,8 км, высота 12 м.

Газовая залежь пласта ТП19 открыта в интервале с а.о. -1962...-1973 м. Опробована в скв. 266, где получен фонтан газа дебитом 301,9 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. -1973 м. Пластовое давление 19,86 МПа, температура +50 °С Залежь пластовая, сводовая. Размеры 11,7x8,2 высота 11 м.

Газовая залежь пласта ТП11 открыта в интервале с а.о. -2054...-2091 м. Опробована в скв. 273, где получен фонтан газа дебитом 53,8 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -2091 м. Пластовое давление 20,8 МПа, температура +42 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 37,2x23,5 км, высота 37 м.

Газовая залежь пласта ТП13/2 открыта в интервале с а.о. -2194... -2216 м. Опробована в скв. 273, где получен фонтан газа дебитом 52,7 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -2216 м. Пластовое давление 21,9 МПа, температура +49 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в восточной и северной частях. Размеры 14x3-12,3 км, высота 22 м.

Рис. 3.34. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП14 
Рис. 3.34. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП14
В пласте ТПМ открыты две залежи УВ: западная и восточная.

Западная газоконденсатная залежь пласта ТП14 (рис. 3.34) открыта в интервале с а.о. -2198...-2223 м. Опробована в скв. 269 и 290. В скв. 269 получен фонтан газа со следами конденсата дебитом 40,5 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 290 получен фонтан газа дебитом 37,6 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -2223 м. Пластовое давление 22.3 МПа, температура +52 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной и восточной частях. Размер залежи 11x8,5 км, высота 25 м.

Восточная газовая залежь пласта ТП14 (см. рис. 3.34) открыта в интервале с а.о. -2115...-2143 м. Опробована в шести скважинах. Получены фонтаны газа дебитом от 182,1 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме (скв. 272) до 355.3 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме (скв. 308). ГВК принят на а.о. -2143 м. Пластовое давление 21,96 МПа, температура +52 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 22x13 км, высота 28 м.

На северном куполе газовая залежь в пласте ТП14 предполагается по данным геофизических исследований скв. 291 в интервале с а.о. -2193...-2213 м. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в южной и восточной частях. Размеры 10x5 км, высота 10 м.

В пласте ТП16 открыты три залежи УВ: северная, западная и юго-восточная.

Рис. 3.35. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП10 
Рис. 3.35. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП10
Северная газоконденсатная залежь пласта ТП10 (рис. 3.35) открыта в интервале с а.о. -2268...-2274 м. Опробована в скв. 291, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 102,3 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме, стабильного конденсата 34,6 м3/сут на 6-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 85 г/м3. ГВК принят на а.о. -2274 м. Пластовое давление 22,82 МПа, температура +57 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. Размеры 8x6,6 км, высота 6 м.

Западная газоконденсатная залежь пласта ТП16 (см. рис. 3.35) открыта в интервале с а.о. -2279...-2284 м. Опробована в скв. 269, где получен фонтан газоконденсата дебитом 29,2 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме. ГВК не установлен. Пластовое давление 22,7 МПа, температура +55 °С. Залежь литологически экранированная, линзовидная. Размеры 11,5x2 км, высота 5 м.

Юго-восточная газоконденсатная залежь пласта ТП15 (см. рис. 3.35) открыта в интервале с а.о. -2240...-2268 м. Опробована в скв. 303, 308 и 310. В скв. 303 получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 114,9 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме, стабильного конденсата 12,8 м3/сут на 8-мм штуцере. В скв. 308 получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 114,3 тыс. м3/сут на 17-мм диафрагме, стабильного конденсата 0,7 м3/сут, воды 7,4 м3/сут на 12-мм штуцере. В скв. 310 получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 49,5 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме, стабильного конденсата 4,3 м3/сут, воды 30,3 м3/сут на 10-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 85 г/м3. ГВК принят в южной части на а.о. -2268 м, в северной части - на а.о. -2265 м. Пластовое давление 23,09 МПа, температура +58 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в западной и восточной частях. Размеры 24x5 км, высота 25-28 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП16/2 открыта при опробовании скв. 269, где из интервала с а.о. -2296...-2306 м получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 44,0 тыс. м3/сут на 18-мм диафрагме, стабильного конденсата 10,8 м3/сут, воды 22 м3/сут на 16-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 100 г/м3. Пластовое давление 22,9 МПа, температура +58 °С. На настоящем этапе изученности дать более подробную характеристику залежи не представляется возможным вследствие отсутствия достоверных данных о гидродинамической разобщенности пластов ТП1б и ТП^/г в районе скв. 269.

Газоконденсатная залежь пласта ТП10/3 открыта в интервале с а.о. -2346...-2357 м. Опробована в скв. 273, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 69,1 тыс. м3/сут на 11-мм диафрагме, стабильного конденсата 12,9 м3/сут на 10-мм штуцере. ГВК условно принят на а.о. -2357 м. Пластовое давление 23,4 МПа, температура +54 °С. Залежь пластовая, литологически экранированная в восточной присводовой части. Размеры 13,8x2,8 км, высота 11 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП17 открыта в интервале с а.о. -2278...-2303 м. Опробована в скв. 259 и 272. В скв. 259 получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 113,6 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме, стабильного конденсата 8,13 м3/сут на 12-мм штуцере. В скв. 272 получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 149,6 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме, стабильного конденсата 30,03 м3/сут на 10-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 75 г/м3. ГВК принят на а.о. -2303 м. Пластовое давление 23,19 МПа, температура +56 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в южной и северо-восточной частях. Размеры 16x10 км, высота 25 м.

В пласте ТП18/0 открыты две залежи УВ: северная и южная.

Рис. 3.36. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП18 
Рис. 3.36. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП18
Северная газоконденсатная залежь пласта ТП18/0 (рис. 3.36) открыта в интервале с а.о. -2341...-2353 м. Опробована в скв. 305, где получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 74,4 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме, стабильного конденсата 8,6 м3/сут, воды 34,6 м3/сут на 12-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 86,7 г/м3. ГВК принят на а.о. -2353 м. Пластовое давление 24,17 МПа, температура +60 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в южной части. Размеры 9x4 км, высота 12 м.

Южная газоконденсатная залежь пласта ТП18/9 (см. рис. 3.36) открыта в интервале с а.о. -2317...-2321 м. Опробована в скв. 285, где получен слабый фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 6,3 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме, стабильного конденсата 2,2 м3/сут, воды 44,3 м /сут на 8-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -2321 м. Пластовое давление 23,6 МПа, температура +60 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в восточной части. Размеры 10х6 км, высота 4 м. На государственный баланс не поставлена.

В пласте ТП18 открыты четыре залежи УВ: северная, северо-восточная, южная и восточная.

Рис. 3.37. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП18 
Рис. 3.37. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП18
Северная нефтегазоконденсатная залежь пласта ТП18 (рис. 3.37) открыта в интервале с а.о. -2370...-2380 м. Газоконденсатная часть залежи не опробована. Нефтяная оторочка опробована в скв. 269, 282, 290 и 293. В трех скважинах (282, 290 и 293) получены непереливающие притоки пластовой воды с плёнкой нефти. В скв. 269 получен непереливающий приток нефти дебитом 3,1 м3/сут при динамическом уровне 812 м. ГНК условно принят на а.о. -2372 м, ВНК на а.о. -2380 м. Пластовое давление 24,0 МПа, температура +57 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 9x5,6 км, высота 10 м. На государственный баланс не поставлена.

Северо-восточная газовая залежь пласта ТП18 (см. рис. 3.37) открыта в интервале с а.о. -2350...-2372 м. Опробована в скв. 270, где получен фонтан газа дебитом 56,6 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -2372 м. Пластовое давление 23,9 МПа, температура +53 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 13x8 км, высота 22 м.

Южная газоконденсатная залежь пласта ТП18 (см. рис. 3.37) открыта в интервале с а.о. -2339...-2356 м. Опробована в скв. 285, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 48,8 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме, стабильного конденсата 2,9 м3/сут на 10-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 45 г/м3. ГВК принят на а.о. -2356 м. Пластовое давление 23,9 МПа, температура +56 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 26х(4—10) км, высота 17 м.

Восточная газоконденсатная залежь пласта ТП18 (см. рис. 3.37) открыта в интервале с а.о. -2296...-2348 м. Опробована в скв. 259, 265, 266, 298 и 304. В скв. 259 - слабый фонтан газа дебитом 6,4 тыс. м3/сут на 5-мм диафрагме. В скв. 265 получен фонтан газа со следами конденсата дебитом 12,1 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. В скв. 266 получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 222,7 тыс. м3/сут на 22-мм диафрагме, стабильного конденсата 0,07 м3/сут на 12-мм штуцере. В скв. 298 получен фонтан газа с пластовой водой и следами конденсата. Дебит газа сепарации составил 155,6 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме, воды 12,4 м3/сут на 10-мм штуцере. В скв. 304 получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 91,5 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме, стабильного конденсата 6,7 м3/сут на 8-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 55 г/м3. ГВК принят в северной и южной частях залежи на а.о. -2348 м, в западной части - на а.о. -2338 м. Пластовое давление 23,6 МПа, температура +56 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в восточной части. Размеры 18x14 км, высота 42-52 м.

В пласте ТП19 открыты четыре залежи УВ: северная, западная, южная и восточная.

Рис. 3.38. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП19 
Рис. 3.38. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП19
Северная газоконденсатная залежь пласта ТП19 (рис. 3.38) открыта в интервале с а.о. -2396...-2438 м. Опробована в скв. 270, 273 и 290. В скв. 270 и 290 получены малодебитные фонтаны газа (до 10 тыс. м3/сут) с пластовой водой. В скв. 273 получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 59,0 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме, стабильного конденсата 11,04 м3/сут, воды 146 м3/сут на 10-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -2438 м. Пластовое давление 24,5 МПа, температура +63,5 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной, восточной и южной частях. Размеры 14x12 км, высота 42 м.

Западная газоконденсатная залежь пласта ТП19 (см. рис. 3.38) открыта в интервале с а.о. -2380...-2388 м. Опробована в скв. 284, где получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 41,7 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме, воды 84,4 м3/сут на 12-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 38,4 г/м3. ГВК принят на а.о. -2388 м. Пластовое давление 24,6 МПа, температура +60 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 11x6 км, высота 8 м. Запасы газа на государственный баланс не поставлены.

Южная газоконденсатная залежь пласта ТП19 (см. рис. 3.38) открыта в интервале с а.о. -2401...-2419 м. Опробована в скв. 280, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 266,4 тыс. м3/сут на 18-мм диафрагме, стабильного конденсата 14,4 м3/сут на 16-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -2418 м. Пластовое давление 24,5 МПа, температура +66 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной части. Размеры 11x10 км, высота 18 м. Запасы газа на государственный баланс не поставлены.

Восточная газоконденсатная залежь пласта ТП19 (см. рис. 3.38) открыта в интервале с а.о. -2322...-2345 м. Опробована в скв. 266 и 304. В скв. 304 получен фонтан газоконденсата дебитом 218,7 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 266 получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 222,3 тыс. м3/сут на 22-мм диафрагме, стабильного конденсата 0,072 м3/сут на 18-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 38,4 г/м3. ГВК принят на а.о. -2345 м. Пластовое давление 23,7 МПа, температура +58 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 18x9 км, высота 23 м. Запасы газа на государственный баланс не поставлены.

Газоконденсатная залежь пласта ТП20 открыта в интервале с а.о. -2405..-2465 м. Опробована в скв. 251 и 256. В скв. 251 получен фонтан газоконденсата дебитом 119,8 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. В скв. 256 получен фонтан газоконденсата дебитом 243,8 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 90 г/м3. ГВК условно принят на а.о. -2465 м. Пластовое давление 25,05 МПа, температура +64 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 38х(5-15) км, высота 60 м.

В пласте ТП20/1 открыты две залежи УВ: северная и южная.

Рис. 3.39. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП20 
Рис. 3.39. Утреннее месторождение. Структурная карта по кровле пласта ТП20
Северная газоконденсатная залежь пласта ТП20/1 (рис. 3.39) открыта в интервале с а.о. -2440...-2456 м. Опробована в скв. 271, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 22,9 тыс. м3/сут на 13-мм диафрагме, стабильного конденсата 0,72 м3/сут на 12-мм штуцере. ГВК условно принят на а.о. -2456 м. Пластовое давление 24,7 МПа, температура +61 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в южной части. Размеры 8x6 км, высота 16 м.

Южная газоконденсатная залежь пласта ТП20/1 (см. рис. 3.39) открыта в интервале с а.о. -2425...-2435 м. Опробована в скв. 280, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 196,8 тыс. м3/сут на 18-мм диафрагме, стабильного конденсата 17,3 м3/сут на 16-мм штуцере. ГВК условно принят на а.о. -2435 м. Пластовое давление 25,1 МПа, температура +66 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной части. Размеры 6,5x6 км, высота 10 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП20/1 открыта в интервале с а.о. -2469...-2494 м. Опробована в скв. 269, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 70,4 тыс. м3/сут, стабильного конденсата 6,0 м3/сут на 8-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 100 г/м3. ГВК условно принят на а.о. -2494 м. Пластовое давление 25,1 МПа, температура +60 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 22x16 км, высота 25 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП21/2-3 открыта в интервале с а.о. -2405...-2448 м. Опробована в скв. 266, где получен фонтан газоконденсата дебитом 225,7 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 150 г/м3. ГВК условно принят на а.о. -2448 м. Пластовое давление 24,62 МПа, температура +60 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 46x16 км, высота 43 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП22/0 открыта в интервале с а.о. -2435...-2470 м. Опробована в скв. 266, где получен фонтан газоконденсата дебитом 309,9 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 150 г/м3. ГВК условно принят на а.о. -2470 м. Пластовое давление 24,61 МПа, температура +61 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в западной части. Размеры 19x5,8 км, высота 35 м.

В пласте ТП22 открыто четыре залежи УВ: северная, западная, южная и восточная.

Северная газовая залежь пласта ТП22 открыта в интервале с а.о. -2537...-2560 м. Опробована в скв. 278, где получен фонтан газа дебитом 28,1 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -2560 м. Пластовое давление 26,4 МПа, температура +63 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 16x7 км, высота 23 м.

Западная нефтегазоконденсатная залежь пласта ТП22 открыта в интервале с а.о. -2517...-2550 м. Опробована в скв. 251, 269 и 290. В скв. 251 получен фонтан газоконденсата с нефтью и пластовой водой. Дебит газа составил 28,9 тыс. м3/сут, нефти с конденсатом 2,3 м3/сут, воды 38,4 м3/сут на 6-мм диафрагме. В скв. 269 получен непереливающий приток нефти дебитом 8,9 м /сут на динамическом уровне 914 м. В скв. 290 получен непереливающий приток нефти с пластовой водой. Дебит нефти составил 3,09 м3/сут, воды 3,8 м3/сут на динамическом уровне 619 м. Содержание стабильного конденсата 150 г/м3. ГНК принят на а.о. -2540 м, ВНК на а.о. -2550 м. Пластовое давление 22,4 МПа, температура +64 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в западной и восточной частях. Размеры 23х(8-16) км, высота 33 м.

Южная газовая залежь пласта ТП22 открыта в интервале с а.о. -2490...-2506 м. Опробована в скв. 284, где получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 60,9 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме, воды 124,8 м3/сут на 10-мм штуцере. ГВК условно принят на а.о. -2506 м. Пластовое давление 25,9 МПа, температура +64 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 9,5x9 км, высота 16 м. На государственный баланс не поставлена.

Восточная газоконденсатная залежь пласта ТП22 открыта в интервале с а.о. -2454..-2482 м. Опробована в скв. 259, 266 и 304. В скв. 259 получен слабый фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа составил 8,6 тыс. м /сут на 5-мм диафрагме, воды 13,8 м3/сут на динамическом уровне 565 м. В скв. 266 получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 243,6 тыс. м3/сут, стабильного конденсата 50,5 м3/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 304 получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 66,3 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме, стабильного конденсата 2,0 м3/сут, воды 74,9 м3/сут на 10-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 150 г/м3. ГВК принят наклонным от а.о. -2468 м в юго-восточной части до -2482 м в западной части залежи. Пластовое давление 25,8 МПа, температура +63 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 16x10 км, высота 14-28 м.

В пласте ТП23 открыты три залежи УВ: северная, западная и южная.

Северная газовая залежь пласта ТП23 открыта в интервале с а.о. -2558...-2575 м. Опробована в скв. 250, где получен слабый приток газа с пленкой нефти. Дебит газа составил 5,0 тыс. м3/сут на 8-мм диафрагме. ГВК условно принят на а.о. -2575 м. Пластовое давление 25,71 МПа, температура +61 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной части. Размеры 14x5 км, высота 17 м. На государственный баланс не поставлена.

Западная нефтегазоконденсатиая залежь пласта ТП23 открыта в интервале с а.о. -2575...-2590 м. Опробована в скв. 269 и 290. В скв. 269 получен фонтан газа с нефтью. Дебит газа сепарации составил 218,9 тыс. м3/сут на 18-мм диафрагме, нефти 64,8 м3/сут на 10-мм штуцере. В скв. 290 получен непереливающий приток нефти с пластовой водой. Дебит нефти составил 1,63 м3/сут, воды 2,2 м3/сут на динамическом уровне 602 м. Содержание стабильного конденсата 140 г/м3. ГНК принят на а.о. -2580 м, ВНК на а.о. -2590 м. Пластовое давление 26,18 МПа, температура +66 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 8x6 км, высота 15 м.

Южная газоконденсатная залежь пласта ТП23 открыта в интервале с а.о. -2522...-2542 м. Опробована в скв. 271, 284 и 308. В скв. 271 получен фонтан газоконденсата с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 30,6 тыс. м3/сут, стабильного конденсата 3,4 м3/сут, воды 35 м3/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 284 получен фонтан газоконденсата дебитом 375 тыс. м3/сут на 20-мм диафрагме. В скв. 308 получен фонтан газа с пластовой водой и пленкой нефти. Дебит газа сепарации составил 86,6 тыс. м3/сут на 14-мм диафрагме, воды 36,6 м3/сут на 10-мм штуцере. ГВК принят на а.о. -2542 м. Пластовое давление 26,02 МПа, температура +68 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 14x11 км, высота 20 м.

На восточном куполе предполагается газоконденсатная залежь в пласте ТП23. По данным геофизических исследований скв. 252 и 266 залежь предполагается в интервале с а.о. -2487...-2501 м. Пластовое давление 25,47 МПа, температура не замерена. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 12x8 км, высота 14 м.

Рис. 3.40. Утреннее месторождение Структурная карта по кровле пласта ТП20 
Рис. 3.40. Утреннее месторождение Структурная карта по кровле пласта ТП20
Нефтяная залежь пласта ТП24/0 (рис. 3.40) открыта в интервале с а.о. -2500...-2532 м. Опробована в скв. 259, где получен непереливающий приток нефти дебитом 8,95 м3/сут на динамическом уровне 793 м. ВНК принят на а.о. -2532 м. Пластовое давление не замерено, температура +61 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в южной и восточной частях. Размеры 8x5 км, высота 32 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП25/1 открыта в интервале с а.о. -2510...-2547 м. Опробована в скв. 266 и 308. В скв. 266 получен фонтан газоконденсата дебитом 332,4 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме. В скв. 308 получен фонтан газа с пластовой водой. Дебит газа сепарации составил 38,1 тыс. м3/сут на 21-мм диафрагме, воды 312 м3/сут на 16-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 150 г/м3. ГВК принят на а.о. -2547 м. Пластовое давление 24,8 МПа, температура +64 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 21x13 км, высота 37 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП27/1 открыта в интервале с а.о. -2719...-2743 м. Опробована в скв. 269, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 143,9 тыс. м3/сут на 16-мм диафрагме, стабильного конденсата 27,1 м3/сут на 10-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 140 г/м3. ГВК условно принят на а.о. -2743 м. Пластовое давление 27,3 МПа, температура +76 °С. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 25x18 км, высота 24 м.

Газоконденсатная залежь пласта БГ8 открыта в интервале с а.о. -2930...-2940 м. Опробована в скв. 273, где получен фонтан газоконденсата. Дебит газа сепарации составил 81,4 тыс. м /сут на 12-мм диафрагме, стабильного конденсата 7,8 м3/сут на 10-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 90 г/м3. ГВК принят на а.о. -2940 м. Пластовое давление 30,0 МПа, температура +83 °С. Залежь массивная, литологически экранированная в восточной части. Размеры 20x4 км, высота 10 м.

Юрские отложения вскрыты на Утреннем месторождении в одной скважине 279 до вымской свиты включительно, но не опробованы. Во вскрытом разрезе кровля среднеюрских отложений отбивается на а.о. -3617 м, пород баженовской свиты - в интервале -3435...-3454 м, аналоги ачимовской толщи залегают в интервале -3298...-3319 м. Отложения средней юры представлены чередованием песчано-алевритовых и глинистых толщ, аналогичных усть-енисейскому типу разреза. По материалам ГИС продуктивными интерпретируются отложения вымской свиты. Отложения малышевской свиты и ачимовской толщи интерпретируются как неясные по физико-емкостным свойствам.

Таким образом, вскрытые мезокайнозойские отложения Утреннего месторождения характеризуются сложнейшим геологическим строением, литологической невыдержанностью и резкой фациальной изменчивостью.
Источник: «Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее...», В. А. Скоробогатов, 2006


ОЦЕНИТЕ ПОЖАЛУЙСТА ЗА ЭТУ СТАТЬЮ
+3
ПРЕДЫДУЩИЕ СТАТЬИ
Трехбугорное газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Тота-Яхинское газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Солетское с Ханавейским газоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Минховское газовое месторождение
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

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

СЛЕДУЮЩИЕ СТАТЬИ
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

Онтогенез углеводородов в породах альб-сеноманского комплекса
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Онтогенез углеводородов в породах верхнеюрско-нижненеокомского экранирующего комплекса
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Первичная миграция органических подвижных соединений
Нефть и газ > Месторождения Гыдана

Коллекторская миграция и аккумуляция углеводородов Гыдана
Нефть и газ > Месторождения Гыдана




ССЫЛКА НА СТАТЬЮ В РАЗЛИЧНЫХ ФОРМАТАХ
ТекстHTMLBB Code


Комментарии к статье


Еще нет комментариев


Сколько будет 27 + 50 =

       



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