Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение: Море
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 2001
Источник информации: РГФ-23 (ПП_2021г.)
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 62.59 км²
Месторождение им. Ю. Корчагина
Приурочено к Широтному локальному поднятию на ЮВ периклинальном окончании Ракушечно-Широтного вала. Поднятие выражено в юрских, меловых и по некоторым признакам в пермо-триасовых отложениях. Площадь поднятия по изогипсе -1760 м в отложениях юры около 75 км2, амплитуда 80 м.
Рис. 1 Структурная карта Широтного поднятия (по И.Ф.Глумову с соавторами, 2004)
Пробуренными на месторождении скважинами (Широтная-1, 2) вскрыты осадочные образования четвертичной, палеогеновой, меловой и юрской систем суммарной толщиной около 2500 м. Доюрские отложения, коррелируемые с оленекским ярусом нижнего триаса и отличающиеся повышенной катагенической измененностью (МК5), достигнуты в скв. 1, где представлены переслаиванием аргиллитов темно-серых и алевролитов серых полимиктовых.
Юрские отложения представлены песчано-глинистым средним (239- 255 м) и глинисто-карбонатным верхним (196-228 м) отделами в диапазоне от байосского до титонского ярусов, на контактах которых имеются признаки стратиграфических перерывов. Меловые отложения состоят из песчано-глинистой толщи нижнего мела-сеномана (готерив, баррем, апт, альб, сеноман) и глинисто-карбонатной толщи турона-маастрихта) мощностью 333- 365 ми 442 - 470 м соответственно. Перерывы на границах ярусов имеются вплоть до подошвы кампанского яруса верхнего мела включительно.
В палеогеновых отложениях выделяется маломощный карбонатный палеоцен-эоцен (43-52 м) и мощная (около 400 м) толща олигоцена - глины майкопской серии. Завершает разрез терригенно-карбонатная толща четвертичных отложений - мергели, глины, известняки-ракушечники мощностью около 350 м.
На месторождении открыто 6 промышленных залежей УВ в интервале глубин 690-1860 м, соответствующем стратиграфическому диапазону от батских до эоценовых отложений включительно (Новиков, 2002). Из песчаников батского яруса получен приток газа 627 т. м 3 /с с конденсатом, дебит которого составил 46,3 м3/с. В пластовом газе УВ часть состоит из метана (67,38 % мае), этана (9,50), пропана (7,40), изо и н-бутана (0,86 и 1,49), изо и н-пентана (0,67 и 0,61), изо и н-гексана (0,52 и 0,40) и остатка С7+В (7,20 %), а неуглеводородная - из углекислоты (1,66) и азота (2,31). Содержание C5+в 68,4 г/м. Из доломитов титонского яруса получен приток нефти и газа с дебитом соответственно 377,5 м 3 /с и 123,7 т. м3/с.
Нефть легкая (0,802-0,820 г/см3), маловязкая (кинематическая вязкость при 20°С 3,9-7,7 сСт, содержание (% мас) парафина 6,7-6,9, смол селикагелевых 1,52 - 1,97, асфальтенов 0,08 -0,1, серы 0,7 - 0,8, температура плавления парафина 50-51°С, начало кипения 47-62°С, выход фракции до 200°С 34-43 %, до 350°С 75-77 %. Свободный газ состоит (% мае) из метана (73,48), этана (7,31), пропана (4,02), изо и н-бутанов (0,96 и 2,13), изо и н-пентанов (0,85 и 1,11), изо и н-гегсанов (0,66 и 0,93), С7+В (5,94); в неуглеводородной части отмечен углекислый газ (0,68), азот (1,93), гелий (0,001). Из неокомских песчаников в скв. 1,2 получены притоки нефти, газа и конденсата. Плотность нефти при 20°С 0,81 г/см3, кинематическая вязкость 7,8 - 7,9 сСт, содержание (% мае) парафина 8,95 - 9,07, смол селикагелевых 1,0 - 1,3, асфальтенов 0,09 - 0,12, серы 0,07 - 0,09, температура плавления парафина 51-52°С, начало кипения 50-52°С, выход фракции до 200°С 39-4-%, до 350°С 70- 73%.
Пластовый газ идентичен свободному газу титонского объекта. Из аптского песчаника в скв. 1 получен приток газа и конденсата. Пластовый газ имеет следующий компонентный состав (% мае): метан (73,7) этан (8,17), пропан (4,57) изо и н-бутан (1,02 и 1,98), изо и н-пентаны (0,89 и 0,97), изо и н-гегсанов (0,49 и 0,49), С7+В — 4,31. Неуглеводородная часть представлена углекислым газом (0,64), азот (1,93), азотом (2,77) и гелием (0,002). Запасы месторождения, утвержденные в принятом порядке и поставленные на государственный баланс, составляют по категории C1 (разведанные): нефть 6,685 млн. т, конденсат 2,079 млн. т, газ 44,395 млрд.м3; по категории С2 (перспективные на месторождениях): нефть 42,586 млн. т, конденсат 1,419 млн. т, газ 41,542 млрд. м3. Суммарно по двум категориям: нефть 49,271 млн. т, конденсат 3,498 млн. т, газ 85,937 млрд. м3 (А.А.Новиков, 2002).
Запасы углеводородов по категориям 3Р (доказанные, вероятные и возможные) оцениваются в 570 млн барр нэ. Извлекаемые запасы оцениваются в 28,8 млн т нефти и 63,3 млрд м3 газа. На полке уровень добычи нефти и газового конденсата составит 2,3 млн т/год и 1,2 млрд м3/год природного газа. (Источник: https://neftegaz.ru/tech-library/mestorozhdeniya/142050-korchagina-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/)
Источник: И.С. Гулиев, Д.Л. Федоров, С.И. Кулаков. Нефтегазоносность Каспийского региона. Баку, Nafta-Press, 2009, 409 стр.
Следующее Месторождение: Югид-Соплесское