Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1977
Источник информации: ПП_2019г.+2020г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 620.16 км²
Хыльчуюское нефтегазоконденсатное месторождение
Хыльчуюская структура расположена в северной части Ярейюского вала Колвинского мегавала и представляет собой крупную вытянутую в субмеридиональном направлении брахиантиклинальную складку.
В разрезе осадочного чехла месторождения выявлено 8 залежей нефти и газа в отложениях нижней - верхней перми и нижнего триаса.
Хыльчуюское месторождение подготовлено к промышленному освоению и является средним по величине извлекаемых запасов.
Нефтегазоконденсатная залежь в карбонатных отложениях нижней перми (пласт Ррг) приурочена к сводовой ловушке субмеридионального простирания. Ловушка имеет двухкупольное строение: к северному и центральному куполам приурочены газовые шапки при единой для всех залежей нефтяной оторочке (рис. 1,2).
Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 20,3x3,4- 5,5 км, в том числе размеры газовых шапок в пределах принятых газонефтяных контактов 2,7x1,0 км (северная) и 12,4x3,2 км (центральная). Высота газовой шапки в пределах северного купола равна 10,5 м, нефтяной оторочки - 21,5 м, для центрального купола - 62 м и 36-54 м соответственно.
Коллекторы представлены крупнозернистыми, пористыми, в различной степени глинистыми алевролитами мощностью до 112 метров. Средние значения эффективных газонасыщенных мощностей в газовой части разреза, соответственно, равны 7,1 и 3,5 м. Среднее значение нефтенасыщенной мощности в нефтяной части составляет 6,8 м, газонефтяной - 4,9 м. Открытая пористость для газовой части - 20%, для нефтяной - 15-21%. Покрышкой для залежи служит толща глин с прослойками алевролитов мощностью 28-120 м.
Рис.1. Хыльчуюское нефтегазоконденсатное месторождение. Нефтегазоконденсатная залежь в отложениях Р1ar. Структурная карта кровли проницаемых карбонатов артинского яруса нижней перми (Пилосова и др., 1995 г.).
Дебиты конденсатного газа при испытании достигали 53,4 тыс.м3/сут. на 10 мм штуцере. Дебиты безводной нефти 5,0-4,8 м3/сут.
Нефть залежи имеет среднюю плотность, низкое содержание смол и асфальтенов и является среднепарафинистой и среднесернистой.
Газ «газовой шапки» характеризуется плотностью по воздуху 0,753, является сухим, азотным. Сероводород в составе газа отсутствует.
На долю залежи приходится 29,9% от суммарных извлекаемых запасов нефти, а запасы конденсатного газа составляют 74% для центрального купола и всего 3% для северного купола от запасов газа Хыльчуюского месторождения.
Рис. 2. Хыльчуюское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез продуктивных триасово-пермских отложений по линии скважин 47-41- 15-3-14-1-42-52-2-7-11-12 (Пилосова и др., 1995 г.).
Нефтяная залежь в терригенных отложениях нижней перми (пласт P1-I), приуроченная к линзовидному песчаному пласту, выделенному в верхней части нижнепермских терригенных отложений, является пластовой, литологически экранированной на севере и юге. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 4,7x1,9 км.
Коллектор представлен пористыми песчаниками с открытой пористостью 19%. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной мощности составляет 7,1 м. Покрышкой для залежи служат глины с единичными прослоями песчаников мощностью 25-32 м.
При испытании в колонне получен приток безводной нефти дебитом 4,25 м3/сут. при депрессии 150 кгс/см2.
Нефть в пласте «Р1I» имеет плотность 0,834 г/см3 и относится к классу легких, малосернистых, малосмолистых и малоасфальтенистых, сред- непарафинистых (3,52%).
Газоконденсатная залежь в терригенных отложениях нижней перми (пласт P1-II+III) сводовая, массивная, водоплавающая. Её размеры в пределах газоводяного контакта 5,7x1,2 км.
Коллектор порового типа представлен мелкозернистыми, полимик- товыми песчаниками. Открытая пористость составляет 17%, средневзвешенная по залежи эффективная газонасыщенная мощность - 3,9 м. Покрышкой служат тонкоплитчатые слюдистые аргиллитоподобные глины уфимского яруса мощностью 2-31 м.
Приток газа при испытании составил 23 тыс.м3/сут.
Конденсат относится к классу тяжелых, характеризуется плотностью 0,7606 г/см3, содержание в конденсате серы - 0,21%.
Свободный газ с плотностью по воздуху 0,733 является сухим, азотным, с низким содержанием углекислого газа (0,2%^). Сероводород в составе газа отсутствует.
Нефтяные залежи в терригенных отложениях верхней перми (пласты Р -IV-P - VIII) сводовые, пластовые, литологически экранированные и ограниченные, с размерами 5,2x2,8 км, приуроченные к толще переслаивания песчаников, алевролитов и глин. Коллекторами служат песчаники пористые, слабосцементированные. Открытая пористость до 20%. Средневзвешенные нефтенасыщенные мощности по залежам составляют 3,3-5,9 м. Покрышкой являются вышележащие глины и глинистые алевролиты мощностью от 16 до 67 м.
Максимальный дебит, зафиксированный во время испытания, составлял 106 м3/сут. через 12 мм штуцер (пласт P2-VI).
В поверхностных условиях нефти являются очень легкими, малосернистыми, малосмолистыми, малоасфальтенистыми, парафинистыми.
Нефтегазоконденсатные залежи в терригенных отложениях нижнего триаса (пласты Т-1, Т-2) приурочены к базальному пласту чар- кабожской свиты нижнего триаса и являются пластовыми. Размеры газовой шапки в принятом контуре газоносности составляют 6,8x1,5км. Размеры залежи в пределах ВНК равны 23,8x3,4—6,5 км (пласт «Т,—1»).
Продуктивные отложения представлены песчаниками с поровым типом коллектора. Открытая пористость газонасьпценной части - до 20%, нефтенасыщенной - до 18%. Средние эффективные газонасыщенные мощности составляют 4 м, нефтенасыщенные - 3,5 м. Покрышкой служат вышележащие глинистые отложения чаркабожской свиты.
Максимальный приток газа при опробовании - 20 тыс.м3/сут. при депрессии на пласт, равной 12,24 мПа (пласт «Т -1»).
Нефти относятся к классу легких, являются малосернистыми, малосмолистыми, парафинистыми.
Свободный газ характеризуется плотностью по воздуху 0,781 и является сухим, азотным, низкоуглекислым, без сероводорода.
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: Южно-Гривенское