Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Нерегулярная добыча
Год открытия: 1961
Источник информации: Опер.пз_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 189.49 км²
Печорогородское месторождении
На Печорогородском месторождении выявлена газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой в терригенных поддоманиковых отложениях, запасы газа и конденсата которой поставлены на госбаланс, а запасы нефти госбалансом не учтены. Морфологически структурно-тектоническая ловушка выражена в виде трехкупольной антиклинальной складки северо-западного простирания, разбитой тектоническими нарушениями на блоки.
Продуктивность отложений связана с пластами песчаников старооскольского (верхнечикшинская подсвита, изъельская и дзельская свиты) надгоризонта среднего девона и джьерского горизонта верхнего девона. Основная доля коллекторов содержится в песчаниках старооскольского надгоризонта, наиболее выдержанных по площади и обладающих лучшими коллекторскими свойствами.
Коллекторы представлены серыми, светло-серыми, иногда коричневато-серыми из-за насышенности нефтью кварцевыми песчаниками и алевролитами. Преобладают тонко- и мелкозернистые разности. Отмечается закономерное увеличение песчанистости и ФЕС коллекторов к своду залежи. Тип коллектора – поровый. Роль флюидоупора для залежи выполняют аргиллиты и алевролиты тиманского возраста.
Притоки конденсатного газа, дебиты которых изменяются от 1,0 до 226 тыс. м3, получены из всех скважин, пробуренных на месторождении. Свободный газ метанового типа, с высоким содержанием этана и пропана, низкоазотный, низкоуглекислый, бессероводородный. Содержание конденсата при начальных термобарических условиях составляет 369,5 г/м3. Плотность стабильного конденсата изменяется от 0,732 до 0,767 г/см3, с высоким содержанием легких бензиновых фракций (более 50 %).
В четырех скважинах на месторождении получены притоки чистой нефти, в одной скважине нефти с газом. Дебиты нефти, оцененные по подъему уровня, изменяются от 0,92 до 11,7 м3/сут. Нефти в стандартных условиях легкие и особо легкие по плотности, высокопарафинистые, малосмолистые, малоасфальтенистые, малосернистые. Выход бензиновых фракций составляет 14 – 29%.
Пластовые воды, подстилающие залежь, представлены рассолами хлоридного натриевого-кальциевого состава (хлоркальциевого типа по классификации В.А. Сулина) с минерализацией 212,9 – 214,8 г/л.
Рис.1 – Схема размещения залежей Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района
Диссертация «Условия формирования залежей углеводородов южной части Печоро-Кожвинского мегавала Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна» / Кочкина Ю.В. – Ухта, 2017
Следующее Месторождение: Северско-Западно-Афипское