ОСНОВНЫЕ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ НОВОАЛЕКСАНДРОВСКОГО МЕСТОРООЖДЕНИЯ

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

В настоящее время месторождение 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.

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. 16].

Основная залежь охватывает большую часть площади распространения пласта. Залежь нефтегазоконденсатная, литологически и тектонически экранированная. Длина залежи составляет 30.1 км, ширина – 8.7 км, высота газовой части залежи – 140 м, нефтяной оторочки – 12 м. Эффективные газонасыщенные толщины по скважинам меняются от 1.0 до 16.0 м, нефтенасыщенные составляют 7.2 - 8.2 м. В пределах залежи пласт испытан в 16 скважинах. Промышленная газоносность подтверждена испытанием пласта в 12 скважинах (Qг меняется от 70 до 215 тыс. м³/сут), нефтеносность подтверждена испытанием в скв.101 (Qн=13.2 м3/сут, Ндин=821 м) и скв. 112 (Qн=6 м³/сут, Ндин=792 м). Приток ФБР с нефтяной эмульсией (Qж=0.55 м³/сут, Ндин=865 м) получен при испытании нефтенасыщенного коллектора в скв.121, при исследовании отобрано 10 литров нефти плотностью 0.857.

По данным акта испытания в скв. 67 из газовой части залежи получена нефть при больших дебитах газа (Qн=8.4 м³/сут, Qг=206 тыс. м³/сут, dш=10 мм), однако по результатам анализа поверхностной пробы «нефть» имеет плотность 0.774 г/см³ (табличное приложение 8.7, том 2, книга 1). Поэтому можно сделать вывод, что при испытании в скв.67 получен приток газоконденсатной смеси.

Уровень ГНК принят на абсолютной отметке -1840 м - посередине между подошвой газонасыщенного по ГИС коллектора (динамическая характеристика АК) в скв.95 (-1837.7 м) и скв.97 (-1837.4 м) и кровлей нефтенасыщенного по результатам испытания коллектора в скв.112 (-1841.7 м) и скв.101 (-1842.9 м). Принятое положение газонефтяного контакта подтверждается и результатами испытания в скв.55. Здесь при испытании совместно газовой и нефтяной частей залежи получен приток конденсатной смеси с признаками нефти. Следует отметить, что испытание было осложнено гидратообразованием [1, c. 61].

ВНК принят на абсолютной отметке – 1852 м, по подошве нефтенасыщенного по данным испытания коллектора (-1851.5 м) и кровле водонасыщенного пропластка по данным ГИС (-1852.5 м) в скв.101.

Восточная залежь отделена от основной субмеридиональным разломом. Залежь нефтяная, литологически и тектонически экранированная. Длина залежи составляет 10.5 км, ширина – 3.3 км, высота – 80 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам меняются от 3.6 до 12.0 м. Нефтеносность залежи подтверждена испытанием коллекторов пласта в скв.178 (Qн=1.4 м³/сут, Ндин=1084 м) и скв.179 (Qн=7.2 м³/сут, Ндин=1002 м) [3, c. 69].

При испытании пласта в скв. 72 в интервале абсолютных глубин -1810.4 - 1818.4 м получен приток пластовой воды дебитом 28.8 м³/сут и пленка нефти. Испытание признано некачественным, поскольку всего в скважине испытано 3 объекта, во всех случаях получены притоки воды с пленкой нефти, а из пластов БЯ23 и НП2-3 получены практически одинаковые дебиты воды с пленкой нефти, в испытание пласта НП2-3 вовлечены водонасыщенные коллекторы.

Уровень ВНК принят по скв.179 на отметке -1850 м - посередине между подошвой нефтенасыщенного по данным испытания коллектора (-1848.4 м) и кровлей водонасыщенного по ГИС коллектора (-1850.6 м).

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.

Список литературы:

1. Глянцев А.В., Яхимович Г.Д., Щапова В.Г. Программа проведения геологоразведочных работ в 2007-2011 годах и систематизация данных по Куликовскому лицензионному участку.
2. Пашкевич М.М. Отчет сейсморазведочной партии № 4/88 Поисковые сейсморазведочные работы методом ОГТ на Михайловском и детализационные на Мустафинском участках. г Уфа, 1990 г.
3. Тимофеева Е.П. “Уточнение модели строения Разумовского месторождения на основе переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических данных с целью обоснования бурения новых скважин”. Отчет по договору с ОАО “Кашвнефтегаз” № 617-КА. Саратов, 2000г.