Корюков А.Ю.
ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЭТАЖЕЙ И ВХОДЯЩИХ В НИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ РУССКО-РЕЧЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ *
Аннотация:
в данной статье приводится характеристика нефтегазоносных этажей и нефтегазоносных комплексов Русско-Реченского месторождения
Ключевые слова:
Русско-Реченское, нефтегазоносный этаж, комплекс
Русско-Реченское газоконденсатное месторождение расположено на северо-востоке Тазовского нефтегазоносного района (НГР) Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Уникальность Русско-Реченского месторождения заключается в том, что оно находится на стыке четырех нефтегазоносных районов (Большехетского, Сузунского, Мангазейского и Тазовского), поэтому в геологическом строении и нефтегазоносности этого месторождения проявляются характерные особенности выше названных районов. Юрский НГЭ. В составе юрского НГЭ выделяют нижнесреднеюрский и верхнеюрский комплексы Нижнесреднеюрский НГК. В разрезе малышевской свиты выделяются два продуктивных пласта Ю2 1 , Ю2 2 . На Тазовском месторождении в результате опробования пласта Ю2 1 получены малодебитные притоки газоконденсата от 0,5 тыс. м3 /сут до 9,69 тыс. м 3 /сут. При вскрытии верхних горизонтов малышевской свиты из скважины № 203 Русско-Реченского месторождения и скважины № 52Р Тазовского месторождения были получены мощные аварийные фонтаны газоконденсата дебитом свыше 500 тыс. м3 /сут. По результатам аварийного фонтанирования характеристики пластов весьма высокие, но соответственно при дальнейших исследованиях притоки газа и конденсата будут малодебитными, что может быть связано с несовершенной технологией вскрытия пласта при наличии аномально высоких давлений (пласт задавлен) и частично с невысокими коллекторскими свойствами нефтегазоносных пород. Верхнеюрский НГК. На ближайших месторождениях: Мангазейском, Термокарстовом, Черничном (Мангазейский НГР) и на Яровом (Тазовский НГР) в верхнеюрских отложениях выделены продуктивные пласты группы Ю1. Меловой НГЭ включает неокомский, апт-альб-сеноманский и туронский нефтегазоносные комплексы. Неокомский НГК на изучаемой территории представлен мегионской и заполярной свитами, продуктивны пласты группы Ач, БТ, АТ. Залежи пластово-сводовые, часто литологически экранированные, иногда массивные, сложно построенные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные, газонефтяные, нефтяные. Средние газонасыщенные толщины по залежам изменяются, в основном, от 1,5 м до 18,2 м. Вышеупомянутые месторождения отличаются высокими значениями средних газонасыщенных толщин, которые составляют от 10,4 м до 46,0 м. Средние нефтенасыщенные толщины изменяются от одного до двадцати одного метра. Коэффициент пористости составил от 11 % до 26 %, коэффициент газонасыщенности – от 41% до 77 %, нефтенасыщенности – от 52 % до 74,4 %. Максимальные дебиты газоконденсата – 656 тыс. м3 /сут, нефти – 257 м3 /сут. В отложениях комплекса на Речном месторождении выявлены залежи нефти и газоконденсата в пластах БТ13, БТ14, БТ17 мегионской свиты. Апт-альб-сеноманский НГК представлен ереямской (малохетской) и покурской свитами, к которым приурочены продуктивные пласты группы ПК. Продуктивные отложения представлены неравномерным чередованием песчаных и алеврито-глинистых пород. Глинистые разделы между песчаными пачками и пластами обычно не выдержаны по площади и разрезу, часто опесчаниваются, что делает возможным существование гидродинамической связи в пределах всей продуктивной толщи. Залежи пластово-сводовые, массивные, газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтяные. Нефтенасыщенные толщины по пластам группы ПК изменяются от 1,9 м до 31,2 м. Коэффициент пористости составил от 17,7 % до 33,2 %, коэффициент газонасыщенности – от 37 % до 76 %. Дебиты газа изменяются от 5,2 тыс. м3 /сут до 844 тыс. м3 /сут, конденсата – от 1,7 м3 /сут до 8 м3 /сут. Туронский НГК выделен в объеме газсалинской пачки кузнецовской свиты. Продуктивен в Тазовском районе на Заполярном и Южно-Русском месторождениях и в Большехетском районе на Южно-Мессояхском месторождении. Туронские продуктивные отложения представлены чередованием глинисто-алевритовых и песчаных пачек. Залежи газовые, пластово-сводовые. Средние газонасыщенные толщины по пластам Т изменяются от 2,0 м до 12,6 м. Среднее значение открытой пористости составило от 25 % до 29 %, коэффициент газонасыщенности – от 38 % до 55 %. Дебиты газа изменяются от 1,3 тыс. м3 /сут до 218,0 тыс. м3 /сут.
Номер журнала Вестник науки №7 (40) том 1
Ссылка для цитирования:
Корюков А.Ю. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЭТАЖЕЙ И ВХОДЯЩИХ В НИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ РУССКО-РЕЧЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Вестник науки №7 (40) том 1. С. 95 - 98. 2021 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/4698 (дата обращения: 20.04.2024 г.)
Вестник науки СМИ ЭЛ № ФС 77 - 84401 © 2021. 16+