Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение: Суша
Местность:
Стадия разработки: Нерегулярная добыча
Год открытия: 1971
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 2304.96 км²
Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение
Лаявожская структура приурочена к северной части Лайского вала и представляет собой крупную брахиантиклинальную складку северозападного простирания, западное крыло которой пологое, восточное крутое.
Нефтегазоконденсатная залежь в отложениях верхнего карбона- нижней перми является сводовой, массивной (рис. 1). Высота газовой шапки 59 м, нефтяной подгазовой залежи (подушки) - 20 м. Размеры залежи в контуре нефтеносности 20x7,5 км, в контуре газоносности - 17x6 км.
Рис.1. Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение. Нефтегазоконденсатная залежь массивного типа в отложениях Р,а-С3. Структурная карта кровли проницаемых карбонатов нижнепермско-каменноугольного возраста (Сало и др., 1979 г.).
Коллектор порового и порово-кавернового типа представлен карбонатными породами. Максимальная нефтегазонасыщенная мощность достигает 26,8 м, принятая для подсчета эффективная нефтенасыщенная мощность составляет 4,1 м, газонасыщенная - 4,76 м. Открытая пористость для газонасыщенной части разреза составляет 17%, нефте- насыщенной - 15%. Покрышкой для залежи служит толща уплотненных трещиноватых карбонатных участками глинистых пород ассельско-сакмарского возраста мощностью 84-130 м.
Максимальный дебит нефти при испытании составил 194,1 т/сут. Максимальный дебит конденсатного газа - 328 тыс.м3/сут через диафрагму 17,1 мм.
Нефть в залежи средней плотности, малосернистая, малосмолистая, малоасфальтенистая и парафинистая.
Газ в газовой шапке характеризуется плотностью по воздуху 0,799, является сухим, азотным, с низким содержанием углекислого газа. Сероводород в составе газа отсутствует.
Практически все запасы нефти Лаявожского месторождения сосредоточены в этой залежи, а запасы конденсатного газа составляют 10,4% от запасов газа всего месторождения.
Газоконденсатная залежь в карбонатных отложениях ассельского яруса нижней перми литологически-экранированная. Среднее значение газонасыщенной мощности принято равным 1,9 м, открытая пористость составляет 13%.
При совместном опробовании пластовой залежи («Р1а») и массивной («C3-P1a») получен конденсатный газ дебитом 217,8 тыс.м3/сут.
Запасы свободного газа в залежи составляют 0,5% от запасов газа месторождения.
Газоконденсатные залежи в карбонатных отложениях сакмарского яруса нижней перми (пласты сводовые, пластовые, ограниченные на севере и северо-востоке литологическим экраном. Полностью все 4 пласта прослеживаются лишь на юго-восточном участке структуры. Из- за наличия широко развитой системы трещин в карбонатной части разреза все пласты образуют гидродинамически единый резервуар массивного типа, благодаря чему состав газа всех пластов практически одинаков.
Продуктивные отложения представлены органогенными известняками с поровым и каверно-поровым типами коллекторов и пористостью 15-22%, разделенных прослоями глинистых известняков. Покрышкой для залежи служит толща глинистых известняков и глин артинского яруса, мощность которой увеличивается с юга на север от 157 м до 201 м.
Глубина залегания залежей составляет 2220-2240 м, газонасыщенные мощности изменяются от 0 до 12 м, высоты залежей - 52 (пласт III) - 189 м (пласт I).
Максимальный дебит газа составил 556 тыс.м3/сут. (на 22 мм штуцере) при испытании пласта II.
Газ залежей сухой, этановый, бессероводородный. Конденсат легкий (0,720 г/см3).
По запасам свободного газа пласт «I» содержит 64% от запасов всего газа по месторождению.
Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Л. Теплов и др. - С.-Петербург, Недра, 2004. - 396 с.
Следующее Месторождение: Мокроусовское