ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ ВЕРХНЕГО ЭТАЖА ГАЗОНОСНОСТИ НОВОАЛЕКСАНДРОВСКОГО МЕСТОРООЖДЕНИЯ

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

Месторождение открыто 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.

Верхний этаж в изученной части разреза связан с промышленной газоносностью в отложениях от баррема до сеномана включительно [1, c. 26-31].

Залежи верхнего этажа газоносности распределены в 3-х группах резервуаров: ТП0-TП1-4, XM1-3, и ПК1 (сеноман). В пределах каждого из резервуаров прослеживаются более или менее обособленные песчаные и песчано-алевролитовые пласты (тела). Формирование залежей контролируется глинистыми покрышками достаточно большой толщины и протя-женности, способных экранировать углеводороды при их миграции [3, c. 71].

Залежь пласта ПК1 (сеноман)

В пределах развития пласта выделена одна залежь газа. По типу - массивная, водо-плавающая. Литологические и тектонические экраны отсутствуют.

Размеры залежи в пределах принятого контура газоносности: 8 х 20 км; высота – 32 м

Залежь охватывает верхнюю продуктивную толщу сеноманских отложений, вскры-тых на очень малых глубинах - а.о.-413-442 м. Продуктивные отложения перекрываются мощной глинистой покрышкой турон-датского возраста.

Пласт ПК1 представлен неравномерным чередованием и переслаиванием сероцветных песчаников, алевролитов и глин. Продуктивные отложения сложены однородными пластами алевролитов и мелкозернистых песчаников, чередующихся с пачками алевролито-глинистых пород.

Глинистые разности характеризуются преимущественно линзовидным залеганием, и вся система является гидродинамически взаимосвязанной.

Строение пласта характеризует структурная карта по ОГ Г и подсчетный план по кровле продуктивного пласта ПК1.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 1.8 м (скв.137) до 18.8 м (скв.118), среднее значение открытой пористости –28 %.

Испытания коллекторов пласта проводились в северных скважинах. В скв.788 из интервала перфорации а.о.-420.2-424.2 м получен фонтан газа дебитом 64.69 тыс. м³/сут (dш=10 мм) при депрессии 0.05МПа, максимальный дебит на шайбе 19.02 мм равен 96.2 тыс. м³/сут, депрессия при этом составила 0.26Мпа [1, c. 36].

В скважине 12 испытание проведено в интервале перфорации а.о. 436.6-445.6 м, но притока не было получено из-за закупорки порового пространства призабойной зоны пласта глинистой фазой в процессе бурения. В скв.778 при испытании водонасыщенной части пласта также притока не получили.

Из скв.46 отобрана проба свободного газа. По результатам анализа - газ по составу метановый, сухой. В составе свободного газа преобладает метан (98.46 %), содержание свободных углеводородов незначительно и составляет 0.37 %. Азот содержится в количестве 0.97 %, углекислый газ – 0.2, гелий – 0.006%, аргон и сероводород не обнаружены. Относительная плотность газа по воздуху 0.586.

Признаков нефти и конденсата при испытании скважин не отмечено. Признаков нефти не отмечалось также и в керне, отобранном из сеноманских отложений. Специальных газо-конденсатных исследований не проводилось.

Положение ГВК (газоводяной контакт) по данным интерпретации ГИС непосредственно в пласте зафиксировано в скв.48 (а.о.441.8 м), скв.77 (а.о.442.7 м), скв.78 (а.о.442.3 м), 5-8 скв.85 (а.о.442.2 м), скв.108 (а.о.441.8 м), скв.120 (а.о.442.1 м), скв.122 (а.о.443.0 м), скв.128 (а.о.442.8 м), скв.142 (а.о.441.3 м), скв.145 (а.о.441.9 м), скв.148 (а.о.441.8 м), скв.152 (а.о.441.4 м), скв.157 (а.о.441.6 м), скв.166 (а.о.441.1 м). Также при расчете среднего значения ГВК учитывались а.о. подошвы газонасыщенного коллектора в скв.73 (а.о.443.7 м), в скв.88 (а.о. 444.0 м) и кровля водонасыщенного коллектора в скв.79 (а.о.441.5 м) (Граф. прил.5.1). Таким образом, положение ГВК находится в интервале а.о. -441.1-444.0 м и принято, как среднее по залежи на а.о.-442 м.

Список литературы:

1. Постнова Е.В., Тальнова Л.Д., Удачина М.А. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления в палеозойских отложениях Жигулевско-Пугачевского свода и юго-западной части Бузулукской впадины//Геология нефти и газа. - 1994. - №4- С.26-31.
2. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. - М., 2001
3. Шашель А.Г., Шиповский А.П., Хлуднев В.Ф., Александров А.А., Даниелян Б.З. Геодинамика Камелик-Чаганской структурной зоны в девонское время в связи с поисками залежей нефти и газа//Геология нефти и газа. - 1997. - №-14