ИСТОРИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ ЯМАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

Новоалександровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Южно-Ямальском нефтегазоносном районе Ямальской нефтегазоносной области.

Месторождение занимает особое положение среди остальных газовых и газоконденсатнонефтяных месторождений Тюменской области [4, c. 55]. Хотя месторождение открыто (конец декабря 1964 г.) почти одновременно с первыми газовыми месторождениями (Северо-Тазовским, Тазовским, Заполярным, Уренгойским, Губкинским, Комсомольским и др.), разведка его затянулась на длительное время и в настоящее время в промышленную эксплуатацию не введено. Связано это, в основном, с довольно сложным геологическим строением, отдаленностью месторождения от развитой промышленной инфраструктуры и геополитической обстановкой в стране в последние 10-15 лет.

Месторождение было открыто в 1964 году поисковой скважиной №50, при испытании которой из пласта НП9-10 получен фонтан газоконденсатной смеси дебитом 181 тыс.м³/сут.

В ходе разведки месторождения получилось, что большинство скважин, пробуренных в первые три года, оказались водяными или не вскрыли продуктивные пласты. Скважины, пробуренные в своде структуры, вскрыли продуктивные пласты на наиболее высоких гипсометрических отметках и при испытании дали притоки газа с высоким содержанием конденсата. Все это дало повод считать Новоалександровское месторождение газоконденсатным [2, c. 13-14]. Слабые признаки нефти, полученные при испытании некоторых скважин, позволили предположить возможность наличия нефтяных оторочек. Дальнейшая разведка месторождения подтвердила наличие нефтяных оторочек практически во всех пластах группы НП и юры [5, c. 46].

Наименее изученными в пределах Новоалександровского лицензионного участка являются отложения палеозойского фундамента, поскольку они не контролируются структурой собственно Новоалександровского месторождения и выходят далеко за пределы месторождения. Палеозойские отложения вскрыты не на полную толщину и в большинстве случаев коллекторы являются водонасыщенными. Кроме того, комплекс геофизических исследований, проведенных в палеозойских отложениях, не позволяет уверенно выделить коллекторы. Проведено единственное газоконденсатное исследование пластовых флюидов. Керн отобран в основном из скважин, расположенных в законтурной части залежи. Все это говорит о том, что необходима комплексная программа на изучение палеозойских отложений не только в пределах Новоалександровского месторождения, но и всей окружающей территории. Поэтому палеозойские отложения в настоящем отчете не выделены как подсчетный объект (письмо ГКЗ МПР РФ № CP-15/24 от 22.01.2003 г).

На Новоалександровском месторождении отмечается наибольший на севере провинции стратиграфический диапазон нефтегазоносности – от кровли фундамента до сеномана, в интервале глубин 460-3000 м [3, c. 20-23].

Залежи углеводородов открыты в карбонатных толщах палеозоя, в юрских образованиях (пласты Ю11, Ю2-6), в осадках мелового возраста (пласты НП1-8, БЯ22-24, ТП1-4, ХМ1-3, ПК1). По характеру насыщения выявлены залежи, в основном, двух типов: газовые и нефтегазоконденсатные. Распределение залежей в разрезе весьма неравномерное по глубине и запасам. Условно можно выделить 3 этажа нефтегазоносности [1, c. 90]. Верхний этаж включает в себя газоконденсатные залежи в пластах ПК1, ХМ1, ХМ3 и ТП0 и одну газонефтяную в пластах группы ТП1-4. Подавляющая часть УВ сосредоточена в залежах пластов нижнемелового возраста, имеющих черты клиноформного строения (группа НП-БЯ) и песчаных пластах тюменской свиты (пласты группы Ю2-6). Всего на Новоалександровском месторождении установлено 38 залежей. Основные запасы нефти и газа сосредоточены в пластах группы Ю2-6, а также в пластах НП2-3 и НП4.

Запасы УВ Новоалександровского месторождения, утвержденные ГКЗ СССР в 1970 г (протокол №5914), были утверждены по 8 объектам: ПК1, ТП1, НП1, НП2-3, НП4, НП5-7, НП8, HП9-10. На рассмотрение ГКЗ были также представлены запасы УВ среднеюрской залежи (тюменская свита), запасы утверждены не были.

Список литературы:

1. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области / Пантелеев А.С. Козлов Н.Ф. и др. - Оренбургское книжное издательство, Оренбург, 1997 г.
2. Жуков И.М., Коврижкин В.С., Кутеев Ю.М., Постоенко П.И., Денцкевич И.А., Суровиков Е.Я., Абрамов В.А. Геологическая модель Бузулукской впадины и направления поисковых работ//Геология нефти и газа. - 1992. - №12 - C.13-14.
3. Задорожная В.Ю., Осипов В.Г., Яцкевич С.В. Геологическая интерпретация аномалий электропроводности в Бузулукской впадине//Геология нефти и газа. - 1990. - №4 - С.20-23.
4. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочное издание / Под редакцией В.М. Добрынина. - Москва: Недра, 1988.
5. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. - Москва: Недра, 1981.