Верхнечонское.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено в центральной части Непского свода.

• Продуктивны песчаники верхнечонского (основная залежь, два пласта) и доломиты преображенского горизонтов.

• Покрышка основной залежи 10 м пачка глин.

• Тип залежи – структурно- литологический.

• Наилучшие коллекторы приурочены к зонам повышенных мощностей терригенного венда (палеоложбины, вдоль которых проходил снос материала).

• Извлекаемые запасы нефти до 100 млн. т.

3.Среднеботуобинское.

Среднеботуобинское газонефтяное месторождение

Расположено на Мирненском выступе. Размеры складки 75х80 км, амплитуда 50 м, нарушена разломами амплитудой до 30 м. Основная залежь – кварцевые песчаники ботуобинского горизонта. Пористость 12-19%, проницаемость до 2,5 Д. Высота залежи 4-5 (центр) – 10-16 (юго-восток) метров. Дебиты газа до 715 тыс. м3/сут, нефти 15-130 м3/сут. Пластовое давление на 1 – 1,5 мПа ниже условного гидростатического. Мощность продуктивного пласта заметно снижается в северо-западном направлении. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам. Покрышка – соли. Мощность пласта и его коллекторские свойства сильно изменчивы. Дебиты нефти 8-10 м3/сут, газа до 700 тыс. м3/сут. В улаханском и талахском горизонтах открыты мелкие газовые залежи. Запасы газа до 150 млрд. т, нефти (извлекаемые) около 50 млн. т.

Неантиклинальные ловушки:

-выклинивание в зону поднятия

-аллювиальные врезы.

Риф в осинском горизонте. Месторождения разбиты разломами.

4. Чаяндинское.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено на северо-восточном склоне Непского свода.

• Приурочено к зоне регионального выклинивания песчаников ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. Мощность резко уменьшается к центру свода.

• Основная по размерам залежь приурочена к ботуобинскому горизонту. Высота залежи до 330 м.

Пористость 12-22%, проницаемость 0,15-1,4 Д, дебиты нефти до 60 м3/сут, газа до 600 тыс. м3/сут.

Пластовое давление аномально низкое.

• ФЕС пород нижележащих горизонтов значительно хуже.

• Запасы газа не менее 1,2 трлн. м3 (А.Э.Конторович и др, 2003).

Моноклиналь,связанная с выклиниванием вверх по восстанию.

Парфеновский горизонт-оскобинская свита(основной)

5. Мессояхское.

Мессояхское месторождение (западная периклиналь Малохетского вала)

Является первым месторождением, в котором доказано существование газа в гидратной форме.

Массивная залежь, долганская свита верхнего мела, высота залежи 77 м, многолетняя мерзлота до глубин 450 м, Тпл. От 80 (кровля) до120 (ГВК), Рпл (начальное) 7,8 мПа, газ сухой (СН4–98,6%).

Притакихусловияхгазогидратывышеизотермы100С.

Разработка–интенсивная на истощения–консервация(4 года) – снижение Рпл–нарушение системы –выделение части газа в свободную фазу–возобновление добычи.

Пологая брахиантиклиналь. Высокие давления низкие температуры. Большая мощность многолетнемерзлых пород(до450м).

6. Талинское

Одним из наиболее крупных на Фроловской НГО является Талинское месторождение.

•Основные залежи (пласты ЮК10 и ЮК11 тюменской свиты) залегают в каньонообразном выступе фундамента и сложены в основании конгломерато-брекчиевыми породами. Толщина каждого из пластов составляет 30-50 м, коллекторы характеризуются частыми и резкими изменениями пористости и проницаемости, а так же дебитов.

•Рукавообразная по морфологии залежь протягивается вдоль западного склона Красноленинского свода на десятки километров.

7. Приобское.

ФРОЛОВСКАЯ НГО

Все залежи линзовидные, при этом линзы полностью насыщены нефтью. Наиболее крупной является залежь пласта АС7-12, размеры которой составляют 45х25 км, высота176 м, нефтенасыщенные толщины до 40,6 м. Геологические запасы оцениваются более чем 1,5 млрд. т.

Продуктивен неоком 2-континентальный склон-клиноформы. Неоком 1глубоководные условия.

Наилучшее ундоформы +подножие склона.

Месторождение уникальное. Цикличность связана с эвстатическим колебанием.

•Разработка месторождения началась в 1988. Первоначальная схема основывалась на антиклинальной геологической модели. Позднее была принята линейная трехрядная система. В последние годы дебит по новым скважинам приблизился к нерентабельной величине (5,6 т/сут). Для повышения производительности скважин предлагается совместная эксплуатация 2-3 горизонтов и применение ГРП(увеличивает дебиты более чем в 4 раза)

Система трактов низкого стояния моря первой секвенции сформировалась в результате быстрого высокоамплитудного падения относительного уровня четко дифференцирована на подводные конусы выноса и отложения проградирующей бровки. Первые из них содержат наилучшие коллектора (пласт AC122-4). Другие резервуары данного пласта приурочены к склоновым каналам (врезам, и при русловым валам). В вышележащих горизонтах коллекторы встречены в отложениях турбидитов и проградирующих прибрежных дельт (пласты AC120-1-AC111-3)

В течение краткосрочного повышения относительного уровня моря сфомировалась тонкая, глинистая трасгрессивная система трактов.

•Для верхней секвенции падение относительного уровня моря имело более низкую амплитуду, поэтому подводные конуса выноса низкого стояния не получили развития. Напротив, длительное повышение уровня моря высокой амплитуды привело к накоплению мощной трансгрессивной серии. Основные коллекторские горизонты здесь связываются с дельтовыми отложениями и турбидитами

В истории развития продуктивной толщи можно выделить несколько этапов:

-дифференцированное прогибание вранне-среднеюрское время во время которого на склонах поднятий накапливалась континентальная терригенная субугленосная толща, а их вершины служили местными источниками сноса осадочного материала;

-пенепленизация и накопление песков и алевролитов в ингрессионных морских заливах, затем тонкоотмученных битуминозных глин в относительно глубоководном морском бассейне в поздней юре;

-последовательное боковое (в большей степени с востока) заполнение «глубоководной» впадины в течение почти всего неокома (до середины готерива);

-осадконакопление в условиях опресненных мелководных бассейнов в конце готерива-сеномане

Дата добавления: 2015-08-09