Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1962
Источник информации: Опер.пз_2017г.+2022г.
Метод открытия:
Площадь: 23.69 км²
Печорокожвинское нефтегазоконденсатное месторождение
Печорокожвинская структура приурочена к южной части Печорогородской ступени, осложняющей северо-восточный склон Печоро-Кожвинского мегавала и по подошве доманиковьгх отложений представляет собой куполовидное поднятие северо-западного, близкого к широтному, простирания с четкой и рельефной вытянутой южной периклиналью.
На месторождении выявлено шесть залежей газа, конденсата и нефти: залежь газоконденсата с нефтяной строчкой - в среднедевонско-франском НГК, залежь нефти и залежь газа - в средневизейско-нижнепермском НГК, две газовые и нефтяная с газовой шапкой - в верхнепермском НГК.
По величине извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти Печорокожвинское месторождение относится к категории мелких.
Залежь газоконденсата с нефтяной оторочкой в эйфельско-джъерских отложениях сводовая, массивная, залегает на глубине 3070 м. Размеры газовой части в пределах контура подсчета запасов составляют 3,5x2,7 км, этаж газоносности - 313 м. Размер подгазовой нефтенасыщенной части - 5x3,5 км при высоте 114 м (рис. 1,2). Коллекторы, характеризующиеся большой изменчивостью по площади и разрезу, представлены пористыми песчаниками. Максимальные эффективные мощности, выделенные по ГИС, а также максимальная доля пластов- коллекторов приурочены к сводовой части залежи. Для нефтенасыщенной части залежи эффективная мощность изменяется в пределах 8,6- 9,8 м, для газонасыщенной части - 28,2 м. Значения пористости газо- и нефтенасыщенных коллекторов, определенные по керну и данным ГИС, соответственно равны 9,2 и 9,2-9,9%. Флюидоупором для залежи служит мощная толща глинисто-карбонатных пород тиманского и доманикового горизонтов.
Рис. 1. Печорокожвинское нефтегазоконденсатное месторождение. Газокон- денсатнонефтяная залежь в отложениях D2ef+D3ps. Структурная карта кровли проницаемых песчаников поддоманиковых отложений (Гринько и др., 1996 г.)
Максимальный приток газа при испытании составил 720 тыс. м3/сут. на штуцере диаметром 20 мм, нефти - 41 м3/сут. на штуцере диаметром 7 мм.
Конденсат эйфельско-джъерской залежи относится к классу утяжеленных, является парафинистым и не содержит смол, асфальтенов и серы.
Нефти оторочки эйфельско-джъерской залежи характеризуются как очень легкие, являются маловязкими, высокопарафинистыми, малосмолистыми, безасфальтенистыми, малосернистыми.
Рис. 2. Печорокожвинское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез продуктивных поддоманиковых отложений по линии скважин 23-105-102-104-24 (Гринько и др., 1996 г.).
Свободный газ газоконденсатной залежи имеет плотность по воздуху 0,796, является полужирным, высокоэтановым, низкоазотным, низкоуглекислым, бессероводородным.
В эйфельско-джьерской залежи Печорокожвинского месторождения сосредоточено 66,0% запасов газоконденсата и 12,4% извлекаемых запасов нефти месторождения.
Залежь газа в серпуховско-башкирских отложениях нижнего и среднего карбона сводовая, массивная, залегает на глубине 610 м. Ее размеры составляют 2,5x2,5 км, высота- 92 м. Средняя эффективная газонасыщенная мощность - 24,5 м. Коллекторы представлены известняками с пористостью 12%, покрышкой служат глинистые отложения нижней перми.
Притоки газа при испытании составили 124—157,8 тыс.м3/сут.
Запасы газа башкирско-серпуховской залежи составляют 23,0% от запасов Печорокожвинского месторождения.
Залежь нефти в серпуховско-башкирских отложениях нижнего и среднего карбона является сводовой, неполнопластовая (водоплавающая) с размерами в пределах контура ВНК 2,2x1,3 км и высотой 20 м.
Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность залежи составляет 3,4 м. Коллекторы представлены известняками с пористостью 24,5% (по данным ГИС и керну). Роль флюидоупора играют глинистые отложения верхней перми.
Максимальный дебит нефти при испытании составил 105,9 м3/сут.
Нефть относится к тяжелым, высоковязким, малопарафинистым, высокосмолистым, асфальтенистым-
Рассматриваемая залежь содержит основную часть извлекаемых запасов нефти Печорокожвинского месторождения: на ее долю приходится 46,6% от всех запасов месторождения.
Залежи газа в отложениях уфимского яруса верхней перми (пласты I и Б) сводовые, литологически ограниченные, залегают на глубинах 490-530 м, достигая высоты 71-75 м. Коллекторы порового типа с пористостью 22-23%. Общая мощность пластов-коллекторов меняется в пределах 8-24 м, средняя эффективная газонасыщенная мощность - 6—12 м. Покрышкой для залежей служат глины и глинистые алевролиты казанского и уфимского ярусов верхней перми.
Максимальный приток газа при испытании получен из скважин залежи пласта Б дебитом 127,1 тыс. м3/сут. на диафрагме диаметром 12,52 мм.
Свободный газ уфимских отложений имеет плотность по воздуху 0,689, является сухим, низкоэтановым, низкоазотным, низкоуглекислым.
Залежь нефти с газовой шапкой в уфимских отложениях верхней перми (пласт III) является сводовой, литологически ограниченной. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 1,7x1,1 км, при высоте порядка 60 м. Этаж нефтеносности - 52 м.
Коллекторы представлены мелкозернистыми песчаниками с пористостью 23,6%. Максимальная мощность пласта-коллектора установлена в сводовой части и равна 20 м, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность принята в 5,1 м, газонасыщенная - 4 м. Покрышкой для залежи служат глинисто-алевритовые породы уфимского яруса.
При испытании скважин получен приток газа дебитом 110 тыс. м3/сут. и притоки нефти дебитами 17-19 м3/сут.
Нефть пласта III верхнепермских отложений относится к средним, малопарафинистым, смолистым.
Залежь пласта III верхнепермских отложений содержит 0,24% запасов газа и 4 1% извлекаемых запасов нефти месторождения.
Тимано-Псчорская 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: Леккемское