Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1981
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 97.93 км²
Южно-Хылъчуюское газонефтяное месторождение
Южно-Хылъчуюское газонефтяное месторождение расположено в 120 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1981 г. Месторождение крупное по запасам. Выявлено 4 залежи: залежь нефти в ассельско-сакмарских карбонатных породах, залежь нефти с газовой шапкой в терригенных пластах кунгура нижней перми и две залежи газа в терригенных отложениях верхней перми. Приурочено к северной части Колвинского мегавала. Ловушка — антиклинальная куполовидная складка, осложняющая центральную часть Ярейюского вала, ее амплитуда 120 м.
Площадь основной нефтяной ассельско-сакмарской залежи 59,3 км2, глубина залегания 2220—2300 м. Залежь пластовая сводовая, этаж нефтеносности 100 м. Коллекторы — рифогенные известняки пористостью 18%, проницаемостью до 0,9 мкм2. Пластовое давление на глубине 2230 м 24 МПа, t 58°С. Максимальный дебит — 824 т/сут. Нефть ассельско-сакмарской залежи легкая (0,842—0,85 г/см3), парафинистая 4,4%, малосернистая 0,7%. Содержание метана в газе основной уфимской залежи 93 %, азота 6 %, углекислый газ и сероводород отсутствуют.
Южно-Хыльчуюское месторождение расположено на Колвинском мегавале, крупной инверсионной тектонической структуре длиной 350 км и шириной ~25 км, совпадающей в плане с нижнепалеозойским – средне-девонским авлакогеном. Непосредственно к западу находятся Денисовская впадина и Лайский вал, а к востоку – Хорейверская впадина. Выраженная по верхним горизонтам как впадина, она соответствует жесткому блоку фундамента – Большеземельскому своду, устойчивого к тектоническим деформациям, в то время как западный фланг Тимано-Печорского бассейна, состоящий из Колвинского мегавала, Денисовской впадины и Лайского вала, был гораздо более подвижным.
Рис. 1. Обобщенная тектоническая карта Тимано-Печорского бассейна. Разрез A-A’ (Рис. 2) иллюстрирует структурные условия вокруг Южно-Хыльчуюского месторождения. (Фоссум и др., 2000).
Рис. 2. Разрез с запада на восток по северной части Тимано-Печорского бассейна, на котором показано расположение Южно-Хыльчуюского месторождения на Колвинском мегавале. Ловушка месторождения находится в нижнепермских отложениях (Ассельско-Сакмарские и Кунгурские), а также показаны перекрывающие верхнепермские песчаники (Фоссум и др., 2000).
В региональном масштабе в ордовикский период началось растяжение земной коры, сопровождающееся прогибанием и зарождением прото-уральского океана. В период раннего и среднего девона в районе современного Колвинского мегавала происходило рифтообразование. Рифт заполнялся нижне- и среднедевонскими терригенными породами. Периодические сжатия и связанные с ними эрозии приводили к образованию локальных и региональных несогласий. Период каледонской тектонической активности сменился в позднем девоне режимом пассивной окраинной платформы с формированием шельфовых карбонатных комплексов. Отложение карбонатных осадочных пород продолжалось затем весь каменноугольный период вплоть до нижней перми. В каменноугольное время в условиях тангенциального сжатия на стадии формирования уральского орогена начинается инверсия Колвинского рифта. Воздымание морского дна в ходе инверсии способствовало образованию локальных возвышенностей, благоприятных для развития органогенных построек, в том числе и на Южно-Хыльчуюской площади. Этап завершение карбонатного осадконакопления связывается с нарастающим привносом терригенного материала, поступавшего с Урала уже в сакмарское и артинское время ранней перми. Начиная с кунгурского времени ранней перми на всей территории Тимано-Печорского бассейна накапливаются только терригенные породы, которые продолжали поступать в регион с Урала в направлении на запад в течение всего триасового, юрского и раннемелового периода, то есть в период относительного спокойствия (Свиридчук и др., 2003).
Стратиграфия
В раннепермский период Ассельско-Сакмарское время (рис. 3), Хыльчуюская, Южно-Хыльчуюская и Ярейюская площади Колвинского мегавала продолжали быть палеовозвышенностями, вокруг которых формировались карбонатные постройки. Постройки сложены светло-серым массивным скелетным зернистым известняком с более мелкозернистыми и часто кремнистыми прослоями. Толщина построек составляют от 80 до 130 м. Постройки сформировались в теплой мелководной среде, при нормальной солености, на что указывает присутствие Palaeoaplysina и Tubiphytes (Shamovella в русских источниках). В таких карбонатных постройках скопления нефти были обнаружены по всему Колвинскому мегавалу, а карбонатные постройки Южно-Хыльчуюского и Ярейюского месторождений содержат большие залежи нефти (Свиридчук, 2003).
Рис. 3. Обобщенный стратиграфический разрез Тимано-Печорского бассейна (Фоссум и др., 2000).
Краткая информация о месторождении
Основной продуктивный нижнепермский ассель-сакмарский карбонатный резервуар представляет собой толщу мелководношельфовых карбонатных отложений, накопленных в ходе нескольких циклов осадконакопления, связанных с колебаниями уровня моря. Каждый осадочный ритм состоит из базисного слоя вакстоуна или пакстоуна, который перекрывает слой зернистого или строматолитового известняка Palaeoplysinid. В составе ассель-сакмарской карбонатной толщи выделяется два основных интервалов коллекторов:А и С. Верхний интервал A в центральной части месторождения сложен наиболее высокоёмкими и проницаемыми породами и представляет собой «лакомый кусок» (“sweet spot”), а улучшенные коллектора в составе нижнего интервала С, в основном, локализованы по периметру месторождения. В целом, увеличение внутригранулярной и межгранулярной пористости и проницаемости индексируется прослоями микрокодиума (остатками реликтового грунта), накапливавшегося на субаэральной поверхности. (Свиридчук, 2003).
Оценка месторождения проведена по 26 скважинам, две из которых расположены за пределами месторождения. Средняя глубина залегания коллектора – 2200 м. Ловушка – комбинированная структурно-стратиграфическая (Рис. 3). Определение типа ловушки опирается на убедительное свидетельство: структурное замыкание не определяет контур нефтеносности. Общая толщина коллектора изменяется от 80 до 130 м; проницаемость очень различна – от 1 до 4520 мД, причем более высокие значения проницаемости связаны с зонами выщелачивания. Максимальная измеренная пористость по образцам керна составляет 30%, а средняя плотность нефти по АНИ равна 35. Анализ пластового флюида показал, что содержание H2S в ассель-сакмарских отложениях составляет 2-3%.
Рис. 4. Структурная карта по кровле нижнепермского коллектора, построенная с учетом данных бурения. Синяя пунктирная линия показывает границы сейсмического полигона. Белая волнистая линия оконтуривает зону улучшенных коллекторов интервала А («sweet spot»), закартированную по результатам инверсии. Черная линия показывает положение линии субмеридионального профиля, проиллюстрированного на рис. 10 и 15 ниже. Интервал контуров составляет 20 метров.
Источник: 1.Детализация геологического строения Южно-Хыльчуюского месторождения в результате переобработки, переинтерпретации геолого-геофизических данных и геостатистической инверсии.
Брет Фоссум, Джон Сноу, Иоанн Гийю, Инга Хромова, Андрей Черницкий и Алексей Глебов.
2. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр
Следующее Месторождение: Заманкульское