>Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение: Суша
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2016
Источник информации: ПП_2016г.+2022г.
Метод открытия:
Площадь: 119.12 км²
Нерцетинское нефтяное месторождение, открытое в 2016 г. компанией «РН- Няганьнефтегаз», – первое среднее по запасам месторождение в пределах Кочмесского НГР, приуроченное к западной части Косью-Роговской впадины Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Ранее на этой крупной перспективной территории, как и в соседних Хоседаюском, Интинско-Лемвинском, Воркутском НГР, были выявлены только мелкие по запасам залежи УВ.
Скважина-первооткрывательница 21П-Нерцетинская забурена в 2013 г. с проектным забоем 5300 м в седъельских отложениях нижнего силура. Ранее в контуре нефтеносности была пробурена скважина 12-Нерцетинская с забоем в отложениях фаменского яруса, по ряду причин не открывшая залежей УВ. В 2013 г. пробурена поисковая скважина № 21 Нерцетинская проектной глубиной 5300 м (S1) с целью поиска залежей нефти в палеозойских отложениях. При испытании в этой скважине девонских отложений в интервалах 4850,0-4910,0 м (гердьюский горизонт верхнего силура) и 3828-2850 м, 3731,2-3750,2 м и 3765,7-3790,7 м (фаменский ярус верхнего девона) получены непромышленные притоки нефти (0,14-0,27 м3/сут). При опробовании интервала 3370-3392 м (отложения визейского яруса) получен приток газа дебитом 3,7 тыс. м3/сут и нефти 7,2 м3/сут. При опробовании интервалов 3233,6-3251,6 м и 3267,6-3272,6 м (отложения нижнесерпуховского подъяруса) получен приток нефти дебитом 10,6 м3/сут и газа дебитом 3,0 тыс. м3/сут. При опробовании интервалов 2933,5-2945,5 м, 2956,5-2990,5 м, 2996,5-3010,5 м (отложения башкирского+московского ярусов) получен приток нефти дебитом 14,4 м3/сут и газа дебитом 2,8 тыс. м3/сут.
Подготовка к опоискованию Нерцетинской структуры велась при активном сотрудничестве «РН-Няганьнефтегаз» и ООО «ТП НИЦ» (начиная с 2007 г.), в рамках которого был выполнен ряд научно-исследовательских работ регионального, зонального и локального масштаба по прогнозу нефтегазоносности Косью-Роговской впадины и локальных объектов на лицензионных участках «РН-Няганьнефтегаз», а также составлена программа ГРР и геологический проект на бурение скважины 21П-Нерцетинская.
В нефтегазогеологическом отношении Берганты-Мыльский ЛУ относится преимущественно к Кочмесскому нефтегазоносному району, небольшая по площади территория на западе участка относится к Хоседаюскому НГР (оба НГР в составе Северо-Предуральской нефтегазоносной области). По материалам сейсмических исследований разреза и бурения скважин, в осадочном чехле ЛУ выделяется семь нефтегазоносных комплексов (НГК) палеозоя:
Всего на территории участка пробурено 8 скважин, из них все поисковые. Наиболее глубоким, вскрытым бурением, горизонтом являются нижнесилурийские отложения седъельского горизонта (скв. № 3 Бергантымыльская, забой 4504 м, S1sd).
На Бергантымыльской структуре, но за пределами ЛУ (вблизи его границ) пробурена еще одна глубокая (параметрическая) скважина – № 1 Бергантымыльская с забоем 4500,2 м в отложениях S2gr. На Нерцетинской структуре наиболее глубокая скважина № 21 Нерцетинская вскрыла на забое 5300 м отложения верхнего силура (S2).
По результатам бурения, опробования и испытания скважин промышленные залежи выявлены на Нерцетинской структуре в каменноугольных отложениях нижнесерпуховского и башкирского ярусов. Вместе с тем, изученность участка бурением, как по площади, так и по разрезу остается очень слабой. На крупной Нерцетинской структуре абсолютно не изучена перспективная силурийско-нижне-верхнедевонская часть разреза. На еще более крупной Бергантымыльской структуре (площадью 154,5-195,5 км2 по отложениям нижней перми – нижнего девона) перспективные силурийско-нижнедевонские отложения оказались практически неизученными, несмотря на вскрытие их на том или ином стратиграфическом уровне 3-мя скважинами. Скважина № 2 Бергантымыльская оказалась аварийной, в скважинах №№ 1 и 3 Бергантымыльские некоторые перспективные интервалы не опробовались, другие опробовались в большом интервале, сами опробования, оказались некачественными.
Исходя из установленной нефтегазоносности Кочмесского, Хоседаюского и смежных НГР и результатов бурения на территории самого участка, основные перспективы обнаружения залежей углеводородов связываются с карбонатными отложениями следующих комплексов: 1) среднеордовикско-нижнедевонского, 2)верхнедевонско-нижнекаменноугольного (доманиково-турнейского) и 3)нижнекаменноугольно-нижнепермского (верхневизейско-нижнепермского). Нефтегазоносность всех трёх перспективных НГК подробно рассматривается ниже. Проанализированы результаты бурения и выявленные признаки нефтегазоносности в скважинах ЛУ, дана характеристика залежей нефти и газа, открытых на территории Кочмесского, Хоседаюского и смежных НГР (Верхнеадзьвинского, Сорокинского, Воркутского, частично Колвависовского), которые могут рассматриваться как аналоги для прогнозируемых залежей участка.
Нефтегазоносность наиболее глубокого нижне-среднеордовикского терригенного НГК на территории провинции к настоящему времени не установлена, вскрытие его отложений на ЛУ проектом не предусматривается.
Попутный поисковый интерес могут представлять отложения терригенныхнижнепермского (артинско-кунгурского) НГК и верхнепермского НГК. Имеющиеся по пробуренным скважинам ограниченные сведения о нефтегазоносности отложений очень незначительны. На Бергантымыльской структуре при бурении терригенных пермских отложений в ряде интервалов газопоказания увеличивались до 2-6 %, в скважине № 1 Бергантымыльская в промывочной жидкости наблюдалась пленка нефти.
На территории ЛУ для всех перспективных НГК прогнозируется нефтяной тип флюида.
Нерцетинское месторождение имеет начальные геологические запасы по категории С1+С2 в размер 78 млн т, извлекаемые - более 17 млн т
>
Следующее Месторождение: Янгъяхатойское