Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 426.4 км²
Нефтяное месторождение им. Р. Требса
Месторождение им. Р.Требса расположено в пределах Садаягинской ступени в северо-восточной части Хорейверской впадины.
На Госбалансе числятся запасы нефти по девяти нефтяным залежам: по трем в доманиково-турнейском и шести в ордовикско-нижнедевонс- ком НГК.
По суммарным извлекаемым запасам месторождение относится к крупным.
Два крупных нарушения северо-западного простирания разбивают месторождение на три блока - Западный, Центральный и Восточный, к которым приурочены залежи Д1-А, Д1-1 и Д1-II. Ниже приводится характеристика залежей в отложениях Центрального блока как наиболее типичных скоплений УВ.
Залежи нефти в карбонатных отложениях нижнего девона (пласт Д1-А, Центральный блок) локализуются в пределах трех куполов - северного, западного и южного.
Залежи сводовые, пластовые, тектонически экранированные, с высотами от 6 до 16 м.
Коллекторы трещинно-каверново-порового типа представлены вторичными доломитами овинпармского горизонта нижнего девона с пористостью от 4,7 до 7,7%. Средневзвешенные эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 4 (Западный купол) до 5,1 м (Южный купол). Флюидоупором для продуктивных пластов служат глинистые пласты овинпармского горизонта.
Максимальные дебиты при испытании достигали значений 146 м3/сут. на 12 мм штуцере (Северный купол).
В поверхностных условиях нефти относятся к легким, малосмолистым, малосернистым, асфальтенистым, высокопарафинистым.
На долю залежей нефти в Центральном блоке пласта «Д1-А» месторождения им. Р. Требса приходится 0,9% от суммарных извлекаемых запасов нефти.
Залежь нефти в карбонатных отложениях нижнего девона (пласт Д1-1, Центральный блок) локализована в пределах трех куполов.
Залежь высотой 16-30 м сводовая, пластовая, тектонически экранированная.
Нефтенасыщенные отложения представлены доломитами или доломитизированными известняками овинпармского горизонта с пористостью до 8% и значениями нефтенасыщенных толщин от 4,5 (Западный купол) до 10,2 м (Южный купол). Флюидоупором для залежи являются карбонатно-глинистые отложения овинпармского горизонта.
При испытании скважин были получены фонтанные притоки нефти дебитом до 527 м3/сут. на штуцере 20 мм (залежь Северного купола).
В поверхностных условиях нефти относятся к классу легких с низким содержанием серы и средними значениями асфальтенов и парафинов.
На долю залежи нефти в центральном блоке пласта «Д1-1» месторождения им. Р. Требса приходится 5,2% от суммарных извлекаемых запасов нефти.
Залежь нефти в карбонатных отложениях нижнего девона (пласт Д1-II, Центральный блок) является сводовой, пластовой, тектонически- экранированной, с размерами в пределах принятого контура нефтеносности - 24,0-2,9x5,9 км. Высота залежи изменяется от 32 м (Южный купол) до 85 м (Северный купол) (рис.1,2).
Рис. 1. Нефтяное месторождение им. Р. Требса. Нефтяная залежь в пласте «D1-II», центральный блок. Структурная карта кровли проницаемых карбонатов пласта «D2-II» нижнего девона (Мамедова и др., 1996 г.).
Породы-коллекторы представлены вторичными доломитами, реже доломитизированными известняками. Средневзвешенное значение нефтенасыщенных мощностей по залежи составляет 22,9 м, значение открытой пористости изменяется от 4,7 до 7,7%. Региональной покрышкой служат глинистые отложения тиманского горизонта верхнего девона.
Дебиты нефти при испытании изменялись от 18,72 м3/сут до 404,3 м3/сут. (20 мм штуцер).
Нефть в поверхностных условиях относится к классу очень легких, мало смолистых, сернистых, асфальтенистых с высоким содержанием парафинов.
На долю залежи нефти Д1-II в центральном блоке приходится наибольшая часть извлекаемых запасов нефти месторождения - 88,4%.
Залежь нефти в карбонатных отложениях верхнего девона (D3dm) приурочена к доломитам доманикового горизонта. Она является пластовой, литологически экранированной с размерами 11,5-7,5x11,0 км и высотой 37 метров. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность по залежи составляет 9,0 м. Значение открытой пористости 10%. Покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения среднего и верхнефранского подъяруса верхнего девона.
Нефть в поверхностных условиях относится к классу тяжелых. По составу характеризуется как малопарафинистая, смолистая и сернистая с высоким содержанием асфальтенов.
Рис. 2. Нефтяное месторождение им. Р. Требса. Геологический разрез продуктивных отложений нижнего девона по линии скважин 10-4-14-23-4-П (Мамедова и др., 1996 г.).
Залежь нефти вмещает 3,0% от суммарных извлекаемых запасов нефти месторождения им. Р.Требса.
Залежи нефти в рифогенных отложениях верхнего девона были выявлены в процессе бурения и испытания кровельной части рифогенных образований, в которых было установлено пять залежей нефти:
D3src-V, D3src-IV, D3src-III, D3src-II, D3src-I. При подсчете запасов залежи нефти D3src-IV, D3src-III, D3src-II, D3src-I объединены в единый объект и обозначены как залежь D3f2
Большинство залежей сводовые, пластовые залегают на глубинах от 3600 до 3780 м. Продуктивные отложения представлены водорослевыми известняками верхнефранского подъяруса верхнего девона. Высоты залежей изменяются от 22 до 108 м (залежь D3src-II). Коллекторы трещинно-каверново-порового типа с открытой пористостью 9%. Эффективные нефтенасыщенные мощности достигают 12 м (залежь D3src-II). Покрышками служат плотные глинистые известняки.
При испытании скважин в процессе бурения максимальный дебит нефти составил 553,8 м3/сут. на 16 мм штуцере (залежь D3src-III).
Нефти залежей изменяются по плотности от средних до тяжелых, среднее значение по залежам составляет 0,8906 г/см3. По составу все нефти характеризуются как смолистые, сернистые. По содержанию асфальтенов и парафинов относятся к группе высокоасфальтенистых и высокопарафинистых.
Залежи нефти в рифогенных отложениях вмещают порядка 9% от суммарных извлекаемых запасов нефти месторождения им. Р. Требса.
Тимано-Печорская 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: Софьинское