ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НОВОАЛЕКСАНДРОВСКОГО МЕСТОРООЖДЕНИЯ

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

Месторождение было открыто в 1964 году поисковой скважиной №523, при испытании которой из пласта НП9-10 получен фонтан газоконденсатной смеси дебитом 164 тыс. м³/сут.

Залежь пласта ХМ1

По типу залежь пластовая, сводовая. В пределах развития пласта выделена одна газовая залежь.

Литологические и тектонические экраны отсутствуют. Размеры залежи в пределах принятого контура газоносности: 17.5 х (4.2÷7.2) км; высота – 29 м.

Пласт ХМ1 развит практически на всей территории месторождения и сложен, в основном, глинами темно-серыми, алевритистыми. Песчаники и алевролиты имеют подчиненное значение. Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 2.0-3.4 м (скв.41, скв. 35) до 8.4 м (скв.217), среднее значение открытой пористости – 24 %.

Залежь пласта ХМ1 приурочена к присводовой части поднятия и залегает на глубинах а.о.-829 до а.о.-856-861 м. В контуре продуктивности пробурена 22 скважины [2, c. 90].

Коллекторы пласта опробованы в 8-ми скважинах - получены фонтанирующие притоки газа, газа с нефтяной эмульсией, воды с нефтью, воды. В скв.140 испытана водонасыщенная часть пласта.

Дебиты газа составляют от 24.6 до 215.4 тыс. м³/сут на 7-14 мм шайбах. В скв.17 вместе с газом выносилась нефтяная эмульсия, а в скв.81 из газонасыщенной части разреза получена вода с пленкой нефти. Все это говорит о том, что залежь пласта ХМ1, а также нижележащего пласта ХМ3, возможно содержат небольшую по толщине нефтяную оторочку, не доказанную испытанием в чистом виде. Поэтому залежи пластов ХМ1 и ХМ3 предполагаются по типу флюида – газовыми.

Нижняя отметка подошвы испытанного газонасыщенного коллектора составляет -856.8 м. По данным каротажа, коллекторы уверенно интерпретируются как продуктивные до абсолютной отметки -861.2 м. В скв. 20 и 140 по данным ГИС отбивается газоводяной контакт на абсолютных отметках -856.6 и -854.9 м соответственно. Вместе с тем, в скв.111, расположенной в северной части, вода по-лучена при испытании пласта с отметки -853.4 м [1, c. 34].

Таким образом, уровень газоводяного контакта закономерно погружается в направлении с севера, северо-запада на юг в пределах абсолютных отметок -853 м. По залежи пласта ХМ1 принят наклонный ГВК, построена карта поверхности газоводяного контакта.

Принятое положение ГВК практически полностью согласуется с данными испытания пласта (за исключением скв. 78, где обнаружена негерметичность колонны и испытание признано некачественным); подтверждается результатами интерпретации материалов ГИС по пропласткам, имеющим достаточную для надежного определения петрофизических параметров толщину, и не противоречит данным каротажа во всех остальных случаях.

Залежь пласта ХМ3

По типу залежь сводовая, полнопластовая, литологически ограничена на юго-востоке. В пределах развития пласта выделена одна газовая залежь.

Тектонические экраны отсутствуют. На юго-востоке залежь осложнена малоамплитудным тектоническим нарушением, не являющимся экраном.

Размеры залежи в пределах принятого контура газоносности:

16 х (4÷7.5) км; высота – 32 м.

Пласт ХМ3 развит практически на всей территории месторождения. Скопления углеводородов сосредоточены в центральной купольной части структуры. Общие эффективные и эффективные газонасыщенные толщины в продуктивной части пласта и изменяются от 0.6-0.8 м до 3.2 м, среднее значение открытой пористости – 22 % [3, c. 112].

На юго-востоке залежь осложнена малоамплитудным тектоническим нарушением, не являющимся экраном. В районе скв.49 скв.53 выделяется незначительная по размерам зона ухудшения коллекторских свойств пласта - выделена зона глинизации коллектора, что служит литологическим экраном/

Залежь газа вскрыта на глубинах а.о.-883.5 м (скв.85) – 912 м (скв.92, 152) 19-ю скважинами.

Поле газоносности ограничено зоной отсутствия коллектора в виде линзы на юге района исследования.

Список литературы:

1. Болотников Б.Т. Отчёт сейсморазведочной партии № 4/2003 Проведение поисковых сейсморазведочных работ МОГТ- 2Д на Юловской площади (Черёмушкинский и Кожевский лицензионные участки) Перелюбский и Ивантеевский районы Саратовской области РФ.
2. Белецкий А.И. Отчет по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3Д на участке «Куликовский». ОАО «Тюменская нефтяная компания», г. Уфа, 2008 г.
3. Гатауллина Л.Н. Сейсморазведочные работы методом ОГТ-2Д на Сорочинско-Никольском месторождении. г. Уфа, 2004 г.