Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1987
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 171.18 км²
Пайгинское месторождение
Нефтегазоносность Агалеевско-Кодинского валообразного поднятия, где находится Агалеевское месторождение, выявлена в 1990-91 гг. в результате бурения поисковых скважин (Агалеевская-1 и Агалеевская-3). Продуктивные пласты с доказанной и предполагаемой газоносностью, приурочены к отложениям венд-кембрия, венда и венд-рифея.
Агалеевское газоконденсатное месторождение поставлено на баланс в 1992 году с запасами в безымянном пласте оскобинской свиты, выделявшейся в то время в разрезе венда-рифея. Числящие запасы свободного газа составляли по категории С1-631 млн. м3, по категории С2-29919 млн м3.
В 2002 году в ЗАО «Красноярскгеофизика» были частично переобработаны и переинтерпретированы материалы сейсморазведки и полностью данные ГИС, выполнена корреляция и индексация продуктивных и перспективных пластов. Вследствие этого была существенно скорректирована модель строения Агалеевского месторождения, изменена индексация ранее поставленного на Государственный баланс безымянного пласта, на пласт Чс-II, а так же поставлена впервые на Государственный баланс газовая залежь пласта Сб-I с запасами категории С1-402 млн. м3, по категории С2-67954 млн. м3. Подсчетные параметры и запасы газа по пласту Чс-II не изменились.
Изученность Агалеевского участка в целом, и Агалеевского месторождения в частности, низкая. Изученность участка сейсморазведкой составляет 0,36 км/км2, бурением 4,1 м/км2. Освещенность керном и ГИС неравномерная, и в целом низкая. Отдельные перспективные уровни не освещены керном вообще.
Это, вкупе со сложными геологическими условиями (наличие блоковой тектоники, большие углы падения) обуславливает невысокую надежность структурных построений.
Большую проблему составляет картирование изменений коллекторских свойств. Кроме сложной фациальной обстановки, видимые в скважинах ухудшение коллекторских свойств зачастую связано с вдавливанием солей по разлому из опущенного блока в поднятый. В связи с тем, что большинство пробуренных скважин расположены вблизи дизъюнктива, отделить неоднородность фильтрационно-емкостных свойств пород, обусловленную фациальными условиями, от влияния разлома в настоящее время проблематично.
Таким образом, надежность геометризации залежей, как по структурным построениям, так и по картированию изменения фильтрационно-емкостных свойств является недостаточной.
Пайгинское месторождение расположено в Тунгусско-Чунском районе Эвенкийского автономного округа в 730 км от г. Красноярска (рис.1).
Рис.1. Обзорная карта
Месторождение открыто в 1987 году параметрической скважиной 126, давшей приток газа дебитом 121тыс.м3 /сут из отложений ванаварской свиты вендского комплекса.
По результатам поисково-разведочных работ на месторождении открыто 6 нефтегазоконденсатных залежей, приуроченных к трем продуктивным песчаным пластам (ВН-1, ВН-2 и ВН3-5) ванаварской свиты вендского комплекса
В 1989г. месторождение введено в пробную эксплуатацию. В эксплуатации находятся две скважины - Пг-4 и Пг-8. Скважина Пайгинская 4 с 10.11.1989 г. эксплуатирует залежь восточного блока пласта ВН3-5. Скважина Пайгинская 8 с 30.11.92г. эксплуатирует залежь восточного блока пласта ВН-2, Всего по состоянию на 01.02.2005г на месторождении добыто 116 тыс.т нефти.
Источник: Пересчет запасов нефти и газа Пайгинского месторождения. Цирульников В.П. 2005
Следующее Месторождение: Тутурское