Месторождение: Песцовое (ID: 36974)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 1978

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 1538.18 км²

Описание

Песцовое нефтегазоконденсатное месторождение

Песцовое нефтегазоконденсатное месторождение находится в северной части Западно‑Сибирской низменности (Рис.1). В административном отношении территория Песцового месторождения входит в состав Надымского района (районный центр – г. Надым) Ямало‑Ненецкого автономного округа.

Рис.1. Обзорная карта района месторождения

На востоке Песцовое месторождение граничит с Ен‑Яхинским и Уренгойским месторождениями, на северо‑западе находится Ямбургское месторождение.

Литолого‑стратиграфическая характеристика площади

Литолого‑стратиграфическое описание разреза Песцового месторождения приводится в соответствии с региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно‑Сибирской равнины, утвержденными МСК в 1991 г. и в 2003 г. соответственно.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и терригенные песчано‑глинистые отложения платформенного мезозойско‑кайнозойского осадочного чехла. Платформенные отложения представлены породами триаса, юры, мела, палеогена и четвертичной системы.

В пределах Песцового лицензионного участка породы осадочного чехла вскрыты на глубину 4220 м (средняя юра, тюменская свита, скважина 4 Южно‑Песцовая).Доюрский фундамент на отчетной площади изучен сверхглубокой скважиной 7‑СГ (Уренгойский лицензионный участок, Ен-Яхинская площадь), которойна глубине 6850 м вскрыты базальты предположительно пермского возраста. В Надымском районе скважиной 7 Надымской площади и скважиной 1001 Медвежьей площади в доюрском основании вскрыты глинистые, глинисто‑кремнистые сланцы, слабоизвестковые, брекчированные песчаники и алевролиты, туфогенные, прослоями с включением углей, трещиноватые кремнистые породы. По каротажу установлено развитие кор выветривания, для которых характерны глинизированные разности материнских пород, трещиноватость и постепенный переход к слабоизмененным палеозойским породам.

Палеозойский фундамент. В седловине между Песцовой и Ен‑Яхинской структурами сверхглубокой скважиной 7‑СГ на глубине 6850 м вскрыты базальты предположительно пермского возраста.

Триасовая система. Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивы и эффузивные песчаники, в верхней – переслаивание песчано‑алеврито‑глинистых пород.

Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгаяхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включает варенгаяхинскую и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами.

Юрская система. Отложения юрского возраста развиты на всей территории месторождения и представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний и средний отделы входят в заводоуковский надгоризонт, представленный преимущественно континентальными отложениями. Заводоуковский надгоризонт состоит из береговой, ягельной, котухтинской и тюменской свит.

Береговая свита (J_1h+J_1s+J_1p) состоит из песчаников грубозернистых, гравелитов, конгломератов с подчиненными прослоями глин уплотненныхсерых. Отмечаются растительный детрит, остатки листовой флоры. Толщина свиты может достигать 250 м. Песчаные пласты свиты, индексируемые как Ю₁₂‑Ю₁₃ имеют низкие ФЕС.

Ягельная свита (J₁p) представлена глинами аргиллитоподобнымитемно‑серыми, серыми, от тонкоотмученных до алевролитовых с зеркалами скольжения, с прослоями гравелитов и песчаников, иногда карбонатных. Встречается растительный детрит, отпечатки листовой флоры. Толщина свиты достигает 150 м.

Вышележащая котухтинская свита(J₁p+J₁t+J₂a) состоит из двух подсвит, каждая из которых, в свою очередь, делится на две пачки. Пачка 1 нижней подсвиты характеризуется чередованием песчаников, алевролитов, уплотненных глин, прослоями битуминозных. Породы серые, иногда с зеленоватым оттенком, с растительным детритом, корнями, встречаются единичные двустворки. Толщина пачки от 200 м до 250 м. Горизонт, приуроченный к пачке, индексируется как Ю₁₁, с его кровлей связан ОГ Т₄.

В составе пачки 2 (тогурской) преобладают глины уплотненные, темно‑серые, иногда с зеленоватым оттенком, с растительным детритом. Отмечаются немногочисленные фораминиферы, ядра двустворок, филлоподы. Толщина пачки достигает 100 м.

В основании верхней подсвиты котухтинской свиты залегает пачка 1, представленная песчаниками серыми, зеленовато‑серыми, чередующимися с алевролитами и уплотненными глинами. Породы иногда каолинизированы, местами появляются гравелиты. Характерны растительный детрит, корневые системы, сидерит. Толщина пачки – от 100 м до 120 м.

Для пачки 2 (радомской) характерныглины уплотненные, темно‑серые, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями битуминозные, с прослоями алевролитов и песчаников. Отмечается редкий растительный детрит. Ее толщина – от 70 м до 140 м,к ее основанию приурочен ОГ Т₃.

На отложениях котухтинской свиты согласно залегают породы тюменской свиты (J₂a+J₂в+J₂вt), которая подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита представляет собой переслаивание песчаников серых, глинистых с алевролитами и уплотненными глинами серыми, буровато‑серыми. Часто встречается обугленный растительный детрит, реже корни растений. Толщина нижней подсвиты составляет от 100 м до 170 м. В ее разрезе выделяются пласты Ю₇‑Ю₉. К кровле приурочен ОГ Т₂.

Для средней подсвиты характерно частое неравномерное переслаивание глин уплотненных, иногда углистых с глинистыми песчаниками (пласты Ю₅‑Ю₆), алевролитами, углями. Породы преимущественно серые. Отмечается наличие растительного детрита, обломков углефицированной древесины. Толщина – более 200 м.

Заканчивается тюменская свита верхней подсвитой, которая представлена переслаиванием уплотненных серых,темно‑серых глин, глинистых песчаников, алевролитов, часто с буроватым оттенком, с прослоями углей. Характерен растительный детрит, корневые системы, отмечаются биотурбированные прослои, пирит. Толщина подсвиты колеблется от 100 м до 200 м.В кровле свиты залегают песчаные пласты группы Ю₂, являющиеся регионально нефтегазоносными резервуарами. ОГ Т приурочен к кровле пласта Ю₂.

Абалакская свита (J₃k+J₃o+J₃km) представлена аргиллитами темно‑серыми до черных, алевритистыми, слабослюдистыми, с известково‑сидеритовыми отложениями, в кровле с примесью глауконита. В основании свиты отмечаются песчаники и алевролиты. Толщина отложений абалакской свиты – от 50 м до 75 м.

Баженовская свита (J₃v) представлена аргиллитами темно‑серыми с коричневатым оттенком, битуминозными, плитчатыми, массивными и листоватыми с чешуей рыб, раковинами пелеципод и аммонитами. В основании разреза, на контакте с аргиллитами абалакской свиты, встречаются единичные включения мангано‑кальцитово‑фосфоритовых конкреций. Толщина баженовской свиты от 30 м до 40 м. К кровле свиты приурочен региональный ОГ Б, являющийся сейсмическим репером.

На западе рассматриваемой территории преимущественно глинистый разрез нижнего неокома‑верхней юры резко наращивает мощность. В этой зоне А.А. Неждановым с соавторами предлагается объединять рассматриваемый стратиграфический интервал в медвежью толщу. С кровлей этой толщи связан ОГ Б_з или Б_мед (по индексации, принятой в данном отчете).

Меловая система.Отложения меловой системы без перерыва залегают на юрских образованиях и представлены нижним и верхним отделами.

В основании меловых отложений залегает сортымская свита (K₁br‑v). В ее нижней подсвите находятся морские преимущественно глинистые отложения.Глины темно‑серые, черные, тонкоотмученные, слабобитуминозные с разнообразными типами текстур, с тонкими линзовидными прослоями серых известковистых алевролитов и песчаников. Выше по разрезу залегают песчано‑алевритоглинистые отложения ачимовской толщи толщиной от 180 м до 300 м. Ачимовская толща представленатурбидитно‑оползневыми и авандельтовыми образованиями разновозрастных клиноформных комплексов. На площади работ выделяются 12 клиноформных комплексов и подкомплексов от БУ₁₅ до БУ₉ (Ач₇‑Ач₁).

Верхняя двухсотметровая часть сортымской свиты представлена ритмичным чередованием песчаных и глинистых пород. В этих отложениях отмечается углистый растительный детрит, остатки криноидей, реже –другой морской фауны. На отчетной площади рассматриваемый интервал включает песчаные и песчано‑алевритовые пласты от БУ₁₄до БУ₁₀.

Тангаловская свита (K_1v+K_1h+K_1в+K_1a), делится на три подсвиты. В нижней наблюдается переслаивание песчано‑глинистых пород с преобладанием песчаников с пачкой шоколадных глин в кровле (коричневых, с прослоями серых и темно‑серых пелитовых разностей, часто оскольчатых). В рассмотренном интервале выделяют пласты БУ₈‑БУ₉ и неоднородный по литологическому составу и толщине пласт БУ₈⁰. Общая толщина нижней подсвиты – около 150 м.

Средняя подсвита включает верхние пласты группы БУ (БУ₁ –БУ₇), разделенные глинистыми пачками. По сравнению с нижней подсвитой ритмичность и выдержанность отложений данного интервала снижается. Средняя толщина подсвиты – около 300 м.Заканчивается среднетангаловская подсвита пимской пачкой глин серых, аргиллитоподобных с прослоями песчаников толщиной до 40 м.

Верхняя подсвита занимает возрастной интервал позднего готерива‑раннего апта. Она представлена серыми песчаниками и алевролитами, в сложном сочетании чередующимися с серыми и зеленовато‑серыми глинами, иногда комковатыми, с зеркалами скольжения. Для интервала характерен обугленный растительный детрит, остатки флоры. Редкая фауна представлена фораминиферами. В пределах подсвиты выделяют пласты АУ₆‑АУ₁₁. Толщина интервала – до 400 м.

Покурскую свиту(К₁а+К₁аl+К₁s) составляют отложения апта, альба и сеномана. Свита условно разделяется на три части в соответствии с ярусами.

Нижняя (апт) сложена в основном песчаниками светло‑серыми и зеленовато‑серыми, каолинизированными, в сложном сочетании чередующимися с глинами. Породы с разнообразной слоистостью, с многочисленными остатками растений, стяжений сидерита, углистыми прослоями. В основании свиты выделяется евояхинская толща, представленная мощными (до 200 м) пластами песчаников. Общая толщина нижней подсвиты – более 300 м. В ее интервале выделяются пласты ПК₁₇‑ПК₂₂. С интервалом ПК₂₀‑ПК₂₂связан ОГ М', имеющий региональное распространение. При этом в рассматриваемом интервале отсутствуют геологические реперы. Данное явление объясняется существованием размыва и стратиграфического несогласия в этом интервале. В рассматриваемой толще по данным сейсморазведки фиксируется максимальное число палеоречных систем.

Средняя подсвита (альб) толщиной до 400 м характеризуется возрастанием доли глин в разрезе и преобладанием горизонтальной слоистости пород. Значительная часть отложений имеет морской генезис и содержит фауну двустворок. Пачки темно‑серых, буроватых и зеленоватых глин подсвиты в сложном сочетании чередуются со светло‑серыми песчаниками, обогащенными каолинитом. В основании отдельных пластов встречаются окатыши глин. Для интервала характерен растительный детрит, сидерит. Встречаются единичные пласты бурых углей. В соответствии с достаточной условной стратификацией в интервале подсвиты выделяют пласты ПК₇ – ПК₁₆.

Верхняя подсвита (сеноман) представлена уплотненными песками и песчаниками серой и зеленовато‑серой окраски, алевролитами, более темными, нередко, углистыми глинами. В интервале подсвиты иногда отмечаются прослои ракушняков, гравелитов и конгломератов, включающих бобовины бокситов. В разрезе подсвиты спорадически встречается янтарь. Характерен растительный детрит и обрывки растений. В составе подсвиты выделяют пласты ПК₁ –ПК₆. Резервуары верхнего сеномана характеризуются региональной газоносностью. К кровле сеноманских отложений приурочен сейсмический отражающий горизонт Г. Толщина сеноманских отложений – 300 м и более.

Туронский ярус верхнемелового отдела представлен отложениями кузнецовской свиты (К₂t), которая подразделяется на 4 пачки. Пачка 1 толщиной от 6 м до 10 м, залегающая в основании свиты, сложена глинами темно‑серыми до черных, слабобитуминозными. Она перекрывается пачкой 2, в составе которой выделяются глины зеленовато‑серые, алевритистые, толщиной от 20 м до 40 м.

Выше залегает более мощная пачка 3 (от 30 м до 60 м), представленная песками, алевритами зеленовато‑серыми, глауконитовыми с прослоями зеленовато‑серых алевритовых глин. В кровле кузнецовской свиты залегают глины серые с редкими включениями глауконита, составляющие пачку 4 толщиной от 15 м до 20 м.

Коньякский, сантонский и кампанский ярусы (К₂к+К₂st+K₂km) сложены породами березовской свиты, в подошве которой залегают песчано‑алевролитовые породы, встречаются кремнистые разности. Верхняя часть березовской свиты сложена преимущественно глинистыми породами. Толщина березовской свиты от 250 м до 300 м.

В пределах маастрихтского яруса верхнего мела и датского яруса палеогеновой системы выделяется ганькинская свита(К₂m+Р₁d), сложенная глинами и песчано‑алевритовыми породами с преобладанием глин в подошве свиты. Толщина свиты – от 200 м до 250 м.

Палеогеновая система. В разрезе палеогена выделяются отложения тибейсалинской, люлинворской, тавдинской и атлымской свит.

Отложения тибейсалинской свиты (Р₁) подразделяются на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В нижней части свита сложена глинами серыми и темно‑серыми, слюдистыми с маломощными прослоями песчаников и алевролитов, а в верхней – преимущественно алеврито‑песчаными породами. Толщина свиты изменяется от 200 м до 250 м.

Люлинворская свита (P₂) подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвитасложена глинами опоковидными. Толщина подсвиты достигает 50 м. Средняя подсвита представлена глинами алевритистыми и опоковидными, толщиной до 70 м. Верхняя подсвита сложена глинами алевритистыми с полурастворенной кремниевой органикой и с прослоями диатомитовых глин. Толщина подсвиты – от 30 м до 50 м.

Тавдинская свита (Р₂‑Р₃) представлена песками светло‑серыми разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Встречаются прослои бурого угля. Общая толщина юрковской свиты достигает 100 м.

Атлымская свита (Р₃) объединяет песчаные отложения континентального генезиса. Породы представлены песками белыми и светло‑серымиплохо отсортированными с линзами гравелитов. Характерно обилие каолина в виде заполнителя гнезд, линзообразных прослоев и окатышей. Толщина достигает 70 м.

Четвертичные отложения (Q). Разрез четвертичных отложений представлен песками, глинами, супесями с включениями гравия и галек, а также древесно‑растительных остатков. В верхнем деятельном слое установлены отложения торфяных болот. Толщина четвертичных отложений варьирует от 18 м до 140 м.

Тектоника

В геологическом строении Западно‑Сибирской плиты принимают участие породы, слагающие три структурно‑тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозое и представлен эффузивными и интрузивными, сильно дислоцированными и метаморфизованными породами. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты. Промежуточный этаж соответствует отложениям пермотриаса и отвечает парагеосинклинальному этапу в истории формирования плиты. Верхний этаж сложен мощной толщей субгоризонтально залегающих мезозойских и кайнозойских осадочных образований.

Согласно тектонической схеме мезозойско‑кайнозойского осадочного чехла Западно‑Сибирской плиты под редакцией И.И. Нестерова Песцовое месторождение находится в пределах структуры II порядка – Песцового вала, представляющего собой вытянутую в субширотном направлении приподнятую зону протяженностью 100 км при ширине до 35 км, осложненную локальными поднятиями III порядка: Западно‑Песцовым, Песцовым и Ен‑Яхинским (Рис. 2). На западе Песцовый вал смыкается с Медвежье‑Ямбургским мегавалом, на востоке – с Нижне‑Пурским мегавалом – крупными структурами I порядка. На севере вал ограничен Хаддутейской впадиной, на юге – Нерутинской впадиной.

1 – контуры структур I порядка;
2 – контуры структур II порядка;
3 – контуры структур III порядка;
4 – площадь отчетных работ

Рис. 2.  Выкопировка из тектонической карты мезозойско‑кайнозойского платформенного чехла Западно‑Сибирской геосинеклизы (ЗапСибНИГНИ, 1990 г.)

Список структур (к Рис. 2)

Структуры I порядка

XXXVII – Нерутинская впадина

XXXVIII – Танловский мегавал

XL – Нижнепурский мегавал

XLI – Нижнепурский мегапрогиб

XLV – Хадуттейская впадина

CLXVI – Ен‑Яхинско‑Песцовая мегаседловина

Структуры II порядка

68 – Песцовый вал

69 – Таркинская группа поднятий

181 – Юбилейное куполовидное поднятие

182 – Центрально‑Уренгойский вал

701 – Эдейский структурный нос

703 – Южно‑Песцовый прогиб

704 – Западно‑Уренгойский прогиб

804 – Самбургский структурный мыс

817 – Табъяхинский структурный нос

1030 – Западно‑Уренгойская седловина

1082 – Ен‑Яхинское куполовидное поднятие

Структуры III‑IV порядка

С юга к Песцовому валу примыкает цепочка небольших по размерам локальных поднятий (Южно‑Песцовое, Табъяхо‑Таркосалинское и др.), объединенных в структурный элемент II порядка – Таркинский вал. Залежи углеводородов в нижнемеловых отложениях Песцового вала контролируются структурами III порядка – Ен‑Яхинским и Песцовым локальными поднятиями, в то время как гигантская газовая залежь в сеномане охватывает единым контуром газоносности эти поднятия и распространяется на Нижне‑Пурский мегавал.

Анализ материалов объемной сейсморазведки в вертикальных сечениях, временных и горизонтальных срезах, картах амплитуд, производных полей изохрон и карт толщин свидетельствует о развитии на площади малоамплитудных разрывных и трещинных нарушений. При этом на отчетной площади не зафиксировано ни одного разлома с большой амплитудой. Основные направления нарушений – северо‑западное и юго‑западное.

Предполагаемые нарушения лучше выражены в низах разреза (триас, доюрское основание). В триасе по углам наклона можно выделить выраженный сброс субширотного направления на северной границе Песцово‑Ен‑Яхинской седловины.

Тектонические нарушения в интервале нижнего неокома иногда выделяются по косвенным признакам (Рис. 3). Это широкие каналы, прорезающие склон клиноформных комплексов. Прямолинейная форма каналов говорит о том, что их положение “спровоцировано” блоковой тектоникой. В юрском интервале наблюдаются линеаменты северо‑восточного и меридионального направления. На Ен‑Яхинской площади отмечается сеть пересекающихся линеаментов.

Рис.3. Карты атрибутов, иллюстрирующие развитие разломно‑трещинных нарушений в нижней части неокома и в юре: а) – карта средней энергии в окне отминус 15 мс до 0 мс относительно ОГ НБУ₉³; б) – атрибут куба когерентности в окне 100 мс над ОГ Б_мед; в) – карта суммарной энергии ОВ в окне отминус 2 мс до плюс 2 мс относительно ОГ T

На рисунках (Рис. 2-3) показаны карты, иллюстрирующие возможные разломно‑трещинные зоны в интервале неокомских шельфовых пластов. В углах наклона (Рис. 4), кроме аномалий, отражающих конфигурацию пликативных склонов структур, отмечаются линеаменты, расположенные в крест рассмотренным элементам. Это, скорее всего, дизъюнктивы с малой амплитудой смещения. Преобладают линеаменты северо‑западного направления, реже встречаются линеаменты северо‑восточного направления. В атрибутах куба когерентности (рис. 4 в) можно выделить тонкие и длинные прямолинейные аномалии, прорезающие западную половину съемки в северо‑западном направлении.

Рис. 4. Карты: а) – наклона временной и б) – глубинной поверхности кровли пласта БУ₈⁰, в) – атрибута куба когерентности

В верхней части разреза кроме русловых систем наблюдаются многочисленные трещины различных направлений. В сеноманском интервале можно также отметить усиление энергии ОВ в пределах газовой залежи.

Представленный набор карт показывает, что разломно‑трещинные нарушения на площади существуют, но проявляются весьма слабо.

Западно‑Песцовое локальное поднятие ограничено изогипсой минус 1180 м. Его размеры при этом составляют 17х8 км, амплитуда – 40 м, ось структуры ориентирована в направлении ССВ. Все три структуры находятся в области единой газовой залежи, со средним уровнем ГВК минус 1192 м.

Кровля пласта ПК₂₂ (ОГ М') залегает в диапазоне абсолютных глубин от минус 1810 мдо минус 2070 м. Общая амплитуда современной поверхности пласта ПК₂₂ составляет 260 м. В структурном плане доминирует Песцовое поднятие, которое на площади работ замыкается изогипсой минус 1870 м. По замыкающей изогипсе размеры структуры составляют 23х16 км, амплитуда – 60 м.

Ен‑Яхинское поднятие для пласта ПК₂₂ по сравнению с сеноманской поверхностью заметно меняется по форме. Оно распадается на несколько куполов. Наиболее крупный западный купол имеет ось меридионального простирания. Он замыкается изогипсой минус 1850 м, имеет размеры 12х5 км и амплитуду до 20 м.

Западно‑Песцовое локальное поднятие замыкается изогипсой минус 1930 м, при этом его размеры составляют 15х7 км, а амплитуда около 50 м.

Малоразмерные и малоамплитудные поднятия выделяются в области Песцово‑Ен‑Яхинской седловины. Наиболее крупное из них имеет размеры 2х3 км и амплитуду до 10 м.

Кровля неокомского пласта БУ₁ залегает в интервале отметок от минус 2400 м до минус 2780 м. Перепад отметок составляет 380 м. За счет относительного подъема поверхности на восток наиболее высокой структурой площади является Ен‑Яхинское поднятие. Оно замыкается изогипсой минус 2440 м, имеет длину 21 км и ширину до 10 км, амплитуда поднятия составляет 30 м. Антиклинальная складка ориентирована в широтном направлении.

Песцовое поднятие замыкается уровнем минус 2530 м. Его размеры составляют 23х18 км, амплитуда – 90 м, что значительно больше, чем по границе апта.

Западно‑Песцовое локальное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2630 м, его длина достигает 12 км, ширина – до 8 км, амплитуда составляет 60 м.

В районе седловины выделяется локальный купол размерами 5,0х2,5 км, амплитудой до 10 м, осложняющий структурный выступ на юго‑восточном склоне Ен‑Яхинской структуры.

Кровля медвежьей толщи залегает на отметках от минус 3540 мдо минус 4040 м. Общий перепад отметок на площади составляет 500 м. В структурном плане доминируют Песцовое и Западно‑Песцовое поднятия. Характерно изменение положения осей этих структур. По сравнению с вышележащими границами оси сильно наклонены на северо‑восток.

Песцовое поднятие замыкается изогипсой минус 3720 м. При этом его размеры составляют 24х14 км, амплитуда достигает 170 м.

Западно‑Песцовое поднятие оконтуривается изогипсой минус 3660 м, его амплитуда относительно этого уровня составляет 50 м, размеры – 8х5 км. Ен‑Яхинская структура оконтуривается уровнем минус 3720 м, длина его субширотной оси составляет 15 км, максимальная ширина – 12 км. Амплитуда структуры – до 60 м.

В пределах Песцово‑Ен‑Яхинской седловины сохраняется замкнутое поднятие, амплитуда которого увеличивается по сравнению с границами вышележащих комплексов. Амплитуда достигает 30 м, длина – 4 км, ширина – 3 км.

По поверхности нижнеюрского пласта Ю₁₁ перепад отметок достигает 680 м. Граница залегает в диапазоне абсолютных глубинотминус 4570 м до минус 5250 м. Наиболее рельефной структурой по рассматриваемой поверхности является Песцовое поднятие. Оно замыкается изогипсой минус 4890 м, его размеры составляют 31х17 км, амплитуда – 300 м. Ось структуры имеет северо‑восточное направление.

Второй по высоте структурой является Западно‑Песцовая. Еевысота в своде составляет минус 4730 м. На площади, изученной с помощью сейсморазведки, замыкается только свод, значительная часть поднятия выходит за пределы съемки.

Ен‑Яхинское поднятие замыкается изогипсой минус 4950 м. Оно имеет сложную форму, обусловленную выступами юго‑западного, юго‑восточного и северо‑западного направления, а также прогибами. Эти элементы, скорее всего, обусловлены блоковой тектоникой. Длина Ен‑Яхинской структуры по кровле пласта Ю₁₁ составляет 19 км, ширина – 5 км, амплитуда достигает 80 м.

Анализ структурных планов отражающих горизонтов позволяет сделать следующие выводы:

–            основными структурами площади являются Песцовое, Ен‑Яхинское и Западно‑Песцовое поднятия;

–            малоразмерные и малоамплитудные структуры фиксируются (по отдельным комплексам) в области Песцово‑Ен‑Яхинской седловины и на Южно‑Песцовой площади;

–            для поднятий характерен последовательный рост их амплитуд с глубиной;

–            по различным горизонтам отмечаются перестройки структурных планов, связанные с изменением формы и направления осей структур.

Нефтегазоносность района

Площадь поисково‑разведочных работ расположена на территории Уренгойского и Надымского нефтегазоносных районов Надым‑Пурской нефтегазоносной области.

Имеющиеся геолого‑геофизические материалы по Песцовому, Западно‑Песцовому и соседним месторождениям дают возможность выделить в разрезе ряд нефтегазоносных комплексов, отличающихся глубиной залегания, характером распределения пластовых давлений, соотношением залежей в разрезе, генезисом залежей, характером насыщения и наличием выдержанных флюидоупоров, разделяющих выделенные комплексы.

Промышленная нефтегазоносность района связана со среднеюрским, ачимовским, неокомским, апт‑альб‑сеноманским комплексами.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Отложения этого комплекса развиты на Тюменском Севере повсеместно. Практически на всех площадях, где глубокими скважинами вскрыты отложения комплекса, получены прямые признаки высокой перспективности нижне‑среднеюрских отложений в отношении нефтегазоносности или открыты залежи.

Образования комплекса характеризуются большой литологической изменчивостью, как по площади, так и по разрезу, породы‑коллекторы обладают весьма низкими фильтрационно‑емкостными свойствами. Установленные залежи на Песцовом, Западно‑Песцовоми соседних месторождениях приурочены к верхней части тюменской свиты. Характеризуются аномально высоким пластовым давлением с коэффициентами аномальности 2,05 (Песцовое и Западно‑Песцовое месторождения), 1,93 (Южно‑Песцовое месторождение), 1,84 (Ямбургское месторождение), 1,75 (Уренгойское НГКМ).

Покрышкой комплекса служат глинистые отложения абалакской и баженовской свит.

На изучаемой территории установлена газоносность среднеюрского комплекса Ю_2‑4 тюменской свиты. Промышленные и близкие к промышленным притокам газоконденсатной смеси получены на Песцовой, Ен‑Яхинской, Южно‑Песцовой и Западно‑Песцовой площадях.По результатам бурения и испытания скважины 208 газоконденсатная залежь в пласте Ю₂ в 1998 г. поставлена на Государственный баланс полезных ископаемых РФ. Максимальный зафиксированный приток газоконденсатной смеси из пласта Ю₂ превышает 270 тыс. м³/сут на шайбе 8 мм (скважина 210 Песцовой площади).

Неокомский нефтегазоносный комплекс

Отложения неокомского нефтегазоносного комплекса являются одним из основных резервуаров углеводородов Западно‑Сибирской нефтегазоносной провинции.

По характерным особенностям геологического строения комплекс делится на два подкомплекса: верхний, содержащий пластово‑сводовые залежи в шельфовых пластах и структурно‑литологические, литологические залежи в пластах склоновой формации, и нижний, объединяющий сложно построенные алеврито‑песчаные линзы ачимовской толщи.

Нижний подкомплекс. Ачимовские отложения представлены переслаиванием пачек аргиллитов и алевролитов, среди которых выделяются песчано‑алевритовые тела, достигающие по толщине первых десятков метров. Песчаные тела имеют обычно линзовидный характер и залегают в основании ахской свиты.

Нефтегазоносность ачимовской толщи установлена на соседнем Уренгойском месторождении, где выявлены уникальные по запасам залежи УВ в пятнадцати продуктивных пластах (Ач₆², Ач₆¹, Ач₆⁰², Ач₆⁰¹, Ач₅^2-3, Ач₅¹, Ач₄, Ач₃, Ач_3‑4¹, Ач_3‑4², Ач₂², Ач₂, Ач₁⁵, Ач₁⁴, Ач₁³, Ач₁²). Все залежи ачимовской толщи на Уренгойском месторождении характеризуются аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности до 1,7.

На изучаемой площади промышленная нефтегазоносность ачимовских отложений установлена на Песцовой, Южно‑Песцовой и Западно‑Песцовой площадях. На государственном балансе по Песцовому месторождению числятся запасы УВ по пластам Ач₃, Ач₅, Ач₅¹, Ач₆ и Ач₇¹, на Западно‑Песцовом месторождении ‑ по пластам Ач₁⁰, Ач₁² и Ач₁⁴.

Максимальный дебит газа составил 146,5 тыс. м³/сут, конденсата ‑ 26,4 м³/сут (скважина 3 Южно‑Песцовая, пласт Ач₅). Дебиты нефти ‑ до 9,02 м³/сут на шайбе 4 мм (скважина 301 Западно‑Песцовой площади, пласт Ач₁²).

Верхний подкомплекс объединяет песчано‑алеврито‑глинистые шельфовые отложения сортымской и тангаловской свит.Отличительной чертой песчано‑алевролитовых пластов неокома является достаточно сложный характер развития коллекторов по площади.

На Песцовом месторождении залежи УВ открыты в неокомских шельфовых пластах БУ₈², БУ₈³, БУ₉², БУ₉³, БУ₁₀^2а.

В пласте БУ₈² выделенытри самостоятельных залежи углеводородов: две ‑ в северной части месторождения и одна ‑ на юге.

Залежь в районе скважин 20, 25 ‑ газоконденсатная, пластовая, литологически экранированная. При испытании вскважин 20 и 25 получены притоки газа с конденсатом дебитом 105,5 тыс. м³/сут на штуцере 12,2 мм и 13,5 тыс. м³/сут. на штуцере 4 мм соответственно. Размеры залежи в принятых границах составляют 9 х 2 км, высота ‑ 33 м.

Залежь в районе скважин 10, 17 ‑ газоконденсатонефтяная, пластовая, литологически экранированная. При испытании пласта в скважине 17 получен приток нефти дебитом 6,1 м³/сут при Н_сду = 1389 м. В скважине 10 при испытании в интервале от 3054 м до 3063 м получен приток газа дебитом 81,9 тыс. м³/сут и нефти с конденсатом дебитом 125 м³/сут. на штуцере 10 мм. Размеры залежи в принятых границах составляют 7,0 х 2,8 км, высота ‑ 24 м.

Южная газоконденсатная залежь вскрыта в скважинах 7, 26. Залежь испытана в скважине 7, где из пласта с эффективной газонасыщенной толщиной, равной 3 м, дебит газа на штуцере 8 мм составил 50,4 тыс. м³/сут. ГВК залежи принят условно на отметке минус 3013 м по положению подошвы газонасыщенных коллекторов в скважине 7. Залежь пластово‑сводовая, литологически экранированная. Высота залежи составляет 73 м, размеры ‑ 12,5 х 4,0 км.

Залежь пласта БУ₈³ ‑ газоконденсатная. Залежь испытана в скважине 3, получен приток газа с конденсатом дебитом 40,3 тыс. м³/сут через штуцер 9,4 мм. ГВК в залежи принят на отметке минус 2964,9 м. Размеры залежи в принятых границах составляют 11 х 9 км, высота ‑ 35 м. Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная.

Пласт БУ₉¹ предположительно содержит несколько залежей. Газоконденсатная залежь в районе скважины 20 ‑ пластовая, литологически экранированная. В результате испытания его в скважине 20 получен приток газа с конденсатом дебитами, соответственно: 75,19 тыс. м³/сут. и 35,12 м³/сут на штуцере 10 мм. ГВК в залежи принят условно на отметке минус 3022,7 м. Размеры залежи в принятых границах составляют 3,5 х 1,5 км, высота около 20 м.

Восточная газоконденсатонефтяная залежь по типу относится к пластовым, литологически экранированным, вскрыта скважинами 4, 10, 17, 34, 7, 19. С запада и юга залежь контролируется зоной глинизации и выклинивания коллекторов. С учетом результатов испытаний в скважинах 34 (дебит газоконденсатной смеси составил 78,04 тыс. м³/сут, конденсата ‑ 36,47 м³/сут), и 10 (газа ‑ 70,56 тыс. м³/сут, конденсата с нефтью ‑ 67,2 м³/сут. на штуцере 10 мм) ГНК залежи принят на отметке минус 3005,7 м. ВНК в залежи по данным испытаний и геофизических исследований скважин принят наклонным. Размеры залежи составляют 14 х 7 км, высота ‑ 77 м, в том числе высота нефтяной оторочки ‑ 33,9 м, при ее ширине до 4 км.

Южная газоконденсатная залежь по типу относится к пластовым, литологически экранированным. Залежь вскрыта разведочными скважинами 15, 11 и 26. Пласт БУ₉¹, вскрытый в скважинах 12 и 16 оказался водоносным. При испытании скважины 26 в интервале пласта БУ₉¹ получен приток газа с конденсатом дебитами, соответственно, 90,31 тыс. м³/сут. и 41,58 м³/сут на штуцере 10 мм. На западе, севере и востоке залежь ограничена зоной выклинивания и глинизации коллекторов, на юге ‑ гипсометрически. ГВК принят условно на отметке минус 3022,7 м. Размеры залежи составляют 10,3 х 8,5 км, высота ‑ 94 м.

Пласт БУ₉² является основным по запасам углеводородов объектом на Песцовом месторождении. В нем выявлена единая газоконденсатно‑нефтяная, пластово‑сводовая, литологически ограниченная залежь. Промышленные притоки газа с конденсатом из газонасыщенной части залежи получены при испытании в скважинах 1, 2, 3, 4, 11, 34. Дебиты сепарированного газа составили в пределах от 48,80 тыс. м³/сут до 163,59 тыс. м³/сут, стабильного конденсата ‑ от 22,16 м³/сут до 101,43 м³/сут на штуцере от 8,0 мм до 12,3 мм.

Нефтяная часть залежи вскрыта скважинами 7, 10, 14, 17, 19, 20, 25, 26, 34, 551. Промышленные притоки нефти дебитом от 5,6 м³/сут при Н_СДУ = 1250 м (скважина 7) до 113 м³/сут на штуцере 8 мм (скважина 10) получены в семи скважинах. На основании результатов испытания и данных ГИС ВНК в залежи принят наклонным. В северо‑восточной и восточной частях месторождения он занимает положение на а.о. от минус 3060 м до минус 3065 м, в северной ‑ от минус 3043 м до минус 3055 м, в южной ‑ от минус 3044 м до минус 3050 м. При этом размеры залежи составляют 26 х 14 км, высота ‑ около 130 м. Газоконденсатная часть залежи имеет высоту 78 м и размеры 18,5 х 10,0 км. Ширина нефтяной оторочки в северо‑восточной части достигает 7,5 км, высота ‑ 52 м.

В пределах Песцового месторождения в пласте БУ₁₀¹ выявлено три литологически экранированные залежи: нефтяная ‑ на севере, нефтяная ‑ на юго-западе и газоконденсатная ‑ на юге. Северная нефтяная залежь вскрыта скважинами 14 и 20. При испытании в колонне в обеих скважинах получены притоки нефти (в скважине 14 ‑ 46 м³/сут на штуцере 6 мм, в скважине 20 ‑ 33,1 м³/сут. при Р_заб. = 197,5 кгс/см²).

На юге залежь экранирована линией глинизации, на севере ‑ контуром ВНК, условно принятым по подошве коллекторов в скважине 20 на отметке минус 3122,7 м. Размеры залежи составляют 7,5 х 3,0 км, высота ‑ около 45 м.

Южная газоконденсатная залежь вскрыта скважинами 11, 16, 27, 28, 33. С запада, севера и востока залежь экранируется зоной глинизации, с юга ‑ контуром ГВК. При испытании пласта в границах залежи получены притоки газа с конденсатом дебитами от 15,8 тыс. м³/сут на штуцере 6 мм (скважина 27) до 142 тыс. м³/сут через штуцер 14 мм (скважина 16). ГВК в залежи принят условно на отметке минус 3193,4 м. Размеры залежи составляют 13,5 х 7,5 км, высота ‑ около 145 м.

В пределах пласта БУ₁₀²выявлено две пластовые литологически экранированные газоконденсатные залежи ‑ северо‑восточная и юго‑западная. Северо‑восточная газоконденсатная залежь вскрыта скважинами 4, 14, 20, 25, 34, 208, 17. С севера и востока залежь ограничена контуром ГВК, с юго‑запада, в присводовой части структуры, залежь предположительно экранируется зоной глинизации. ГВК в залежи принят условно на отметке минус 3151 м. Размеры залежи в принятых границах составляют 15,5 х 11,0 км, высота ‑ около 100 м. В пределах залежи пласт испытан в скважинах 20, 25, 34. В результате получены притоки газа с конденсатом дебитами от 66,78 тыс. м³/сут до 184,80 тыс. м³/сут и от 26,70 м³/сут до 57,68 м³/сут на штуцерах от 10,0 мм до 12,3 мм.

Юго‑западная газоконденсатная залежь вскрыта скважиной 29, при испытании пласта БУ₁₀² в которой получен незначительный приток газа с конденсатом дебитом 6,6 тыс. м³/сут на шайбе 8,1 мм. С севера и востока залежь экранируется зоной глинизации, с юго‑запада ‑ контуром ГВК, условно принятым на отметке минус 3222,2 м. Размеры залежи составляют 4,2 х 2,0 км, высота ‑ около 47 м.

На Ен‑Яхинской площади в ходе разведочного и эксплуатационного бурения выявлены залежи УВ в четырех неокомских резервуарах: пластах БУ₈^1‑2, БУ₈³‑БУ₉, БУ₁₀², БУ₁₂¹.

Дебиты газа из пласта БУ₈^1‑2 на Ен‑Яхинском месторождении составляют от 7 тыс. м³/сут до 580 тыс. м³/сут. Потенциальное содержание конденсата принимается равным 290 г/м³. В большинстве испытанных скважин получена газоконденсатная смесь. В скважинах 470 и 484 ‑ смесь газа и нефти, в скважинах 459, 455 ‑ смесь газа, нефти и воды, в скважине 494 ‑ чистая нефть. Полученные дебиты нефти невысоки ‑ до 12,7 м³/сут на динамическом уровне, равном 946 м (скважина 494).

Апт‑альбский нефтегазоносный комплекс

Комплекс приурочен к нижней части покурской свиты.

Продуктивность апт‑альбского комплекса на площади работ в данный момент не установлена. Ближайшим месторождением, где продуктивны эти отложения, является Уренгойское. На нем выявлены газоконденсатные залежи в пластах ПК₁₈‑ПК₂₁. Залежи структурные, пластово‑сводовые, приуроченные к северному и южному куполам Уренгойского вала. Дебиты газоконденсатной смеси, полученные из пластов, достигают 900 тыс. м³/сут (скважина 56, пласт ПК₁₈).

Cеноманский нефтегазоносный комплекс

Сеноманский нефтегазоносный комплекс является регионально продуктивным на всей территории Западно‑Сибирской нефтегазоносной провинции. По своему геологическому строению залежи сеномана в основных чертах идентичны.

Залежи газа в сеномане сосредоточены под регионально выдержанной глинистой покрышкой турон‑датского возраста толщиной до 800 м. Связаны с мощной толщей переслаивания песчано‑глинистых и алеврито‑глинистых пород, причем глинистые пласты не выдержаны по разрезу и характеризуются преимущественно линзовидным залеганием, что обуславливает гидродинамическую связь песчаных пластов внутри продуктивной толщи сеномана. Все сеноманские залежи связаны со структурными ловушками, и высота их зависит от амплитуды структуры. По типу залежи массивные, плоскость газоводяного раздела близка к горизонтальной или имеет небольшой наклон преимущественно в северном направлении. Пластовое давление в залежах соответствует гидростатическому на уровне ГВК.

Сеноманская продуктивная толща характеризуется значительной неоднородностью. Наиболее распространены в разрезе мелкозернистые пески и алевролиты (алевриты). Для песчано‑алевритовых пород характерна слабая сцементированность. Песчаники и крупнозернистые алевролиты с каолинитовым цементом обладают хорошими коллекторскими свойствами:открытая пористость здесь составляет от 27 % до 38 %,проницаемость ‑ более 1 мкм² (1000 мД).

Сеноманская массивная газовая залежь на Песцовой и Западно‑Песцовой площадях является северо‑западным продолжением залежи Большого Уренгоя и приурочена к пласту ПК₁Уренгойского месторождения.

На основе многочисленных испытаний пласта в скважинах и по данным ГИС ГВК в залежи устанавливается на отметках отминус 1181 м до минус 1200 м.

Физико-химическая характеристика газа и кондената

Исследования углеводородных флюидов с целью получения данных о составе и свойствах пластового газа и конденсата для пласта Ю₂ проведены в скважинах 209, 211, 212, 213, 218, 220, 221 и 612.

Промысловые газоконденсатные исследования

Для оценки наличия в газе пласта Ю₂ Песцового месторождения жидких углеводородов на разведочных скважинах проводились промысловые газоконденсатные исследования через сепаратор.

Ни в одной из скважин при проведении ГКИ эти условия не выполнялись полностью, т. е. ни один из полученных результатов исследований нельзя считать кондиционным и достоверным.

Так, основной объем замеров газоконденсатного фактора производился при депрессиях от 28,2 % до 84,1 %, скорости потока на забое составляли от 0,3 м/с до 1,2 м/с. Время работы на режиме составляло от 2,5 ч. до 48 ч. В процессе испытания пласта Ю₂ в скважинах 209, 213, 218, 221 с целью предотвращения гидратообразования проводились периодические тепловые обработки скважины горячим конденсатом.

Однако, в рамках оперативного подсчета запасов ввиду отсутствия других результатов на данной стадии изученности залежей следует принять полученные данные в качестве ориентировочных.

Физико‑химическая характеристика газа

Физико‑химическая характеристика газа рассматриваемых пластов изучена на основе проб отсепарированного газа, отобранного при исследовании пласта Ю₂.

На основании проведенных лабораторных анализов проб можно сделать вывод, что газ пласта Ю₂ Песцового месторождения в основном  метановый: содержание метана составляет 82,33 %. В составе пластового газа присутствуют гомологи метана (этан, пропан и бутан), их суммарное содержание составляет 12,49 %, содержание пентанов и высококипящих углеводородов составляет 4,93 %. Плотность газа по воздуху – 0,830, коэффициент сверхсжимаемости изменяется от 1,37 д. ед. (скважина 212) до 1,48 д. ед. (скважина 209). Поправка на отклонение от закона Бойля‑Мариотта составляет 0,69 д. ед., поправка на температуру ‑0,76 д. ед.

Потенциальное содержание конденсата и вышекипящих углеводородов (из расчета на пластовый газ), определенное по результатам промысловых газоконденсатных исследований, изменяется в очень широком диапазоне – от 86,5 г/м³ до 488,6 г/м^3.. При этом, как уже говорилось выше, ни один из полученных результатов газоконденсатных исследований нельзя считать достоверным.

Высокие значения потенциального содержания конденсата (превышающие 400 г/м³) получены в скважинах, в которых в процессе испытания объектов в тюменской свите проводились мероприятия по интенсификации притока пластового флюида (МПД в среде конденсата) и тепловые обработки горячим конденсатом с целью предотвращения гидратообразования. Поскольку дебит газоконденсатной смеси в таких скважинах был не достаточно высоким – от 30,7 тыс. м³/сут (скважина 218) до 92,3 тыс. м³/сут (скважина 221) – то вероятность того, что не весь конденсат, искусственно привнесенный в скважину в процессе работ, выносился на поверхность, достаточно велика. Кроме того, время работы на режиме в этих скважинах составляет от 2,5 ч до 16 ч (за исключением скважины 209, где промысловые исследования проводились в течение 36 ч).

В скважинах, где дебит газа превышал 100 тыс. м³/сут (скважины 211 и 220), гидратообразование не наблюдалось, и тепловая обработка не проводилась. Время работы на режиме при исследовании этих скважин составляло 48 ч и 24 ч, соответственно. При этом значение потенциального содержания конденсата, определенное в скважинах 211 и 220, составило 86,5 г/м³ и 100,3 г/м³, соответственно. Однако, низкая скорость потока на забое (0,9 м/с и 1,2 м/с) не позволила обеспечить полный вынос жидкой фазы на поверхность, т. е. значения ПС₅₊, определенные в этих скважинах, также не могут быть приняты как достоверные.

Исходя из этого в качестве предварительной оценки для подсчета запасов принято среднее значение потенциального содержания конденсата, определенного в результате газоконденсатных исследований пласта Ю₂ в скважинах 209, 211, 212, 213, 218, 220, 221 и 612. Среднее значение ПС₅₊ составило 282,8 г/м³.

Отметим, что при предыдущих оперативных оценках запасов юрских залежей Песцового месторождения значение ПС₅₊ принималось различным для разных участков залежи. Например, для участка залежи в районе скважины 612 площадью16 км² (участок категории С₁) значение ПС₅₊ принималось равным 110 г/м³, для участка в районе скважины 211 – 86,5 г/м³, а для участков в районе скважин 208, 210 и 209, 218 – 450,8 г/м³. При этом среднее значение потенциального содержания по пласту в целом составляло 290,1 г/м³.

Здесь также необходимо отметить, что предложенное в настоящем отчете значение потенциального содержания (282,8 г/м³) близко к значению ПС₅₊, принятого ГКЗ в 2003 г. при экспертизе материалов подсчета запасов среднеюрских пластов близлежащего Уренгойского месторождения (220 г/м³). При этом диапазон изменения значений потенциального содержания конденсата, определенный при проведении ГКИ в скважинах Уренгойского месторождения, также велик – от 189 г/м³ до 569 г/м³.

Физико‑химическая характеристика конденсата

Свойства конденсата определялись по пробам стабильного (дегазированного) конденсата, отобранным при промысловых газоконденсатных исследованиях (Табл. 1).Всего из пласта Ю₂отобрано семь проб стабильного конденсата из скважин 209, 211, 212, 218, 220 и 612.

В ходе физико‑химических исследований определены общие характеристики стабильного конденсата: плотность, вязкость кинематическая, молекулярная масса, содержание смол, асфальтенов и др.

Плотность стабильного конденсата при 20°С по данным физико‑химических исследований составила от 0,766 г/см³ до 0,787 г/см³, молекулярная масса равна от 119,1 г/моль до 145,4 г/моль, вязкость кинематическая при температуре 20°С изменяется от 1,265 мм²/с до 1,740 мм²/с, среднеесодержание парафинов – 3,6 % масс., асфальтенов – 0,034 % масс., смол – 0,54 % масс., при разгонке по Энглеру температура начала кипения составила 41,7°С.

Таблица 1. Характеристика стабильного конденсата

Источник: Отчет «Оперативный подсчет запасов углеводородов Песцового месторождения (по состоянию на 01.08.2013)», Дорошенко А.А., Ершов А.В., Генералова И.Е. и др.г. Тюмень, 2013

Следующее Месторождение: Оликуминское